Технологические схемы НПС

Технологическая схема ПНПС показана на рис. 3.9. Нефть от узла подключения НПС к магистрали (УМ) движется на вход насосной станции (НС) через площадку фильтров-грязеуловителей (ФГ) и систему сглаживания волн давления (ССВД), затем после НС вновь поступает в магистраль через узел регуляторов давления (УР) и узел подключения (УМ).

Узел подключения к магистрали УМ (рис. 3.9.) представляет собой объединённые в одно целое камеры приёма А и пуска скребка Б (рис. 3.10).

При нормальном режиме работы ПНПС нефть движется через от­крытые задвижки 3 и 6 (задвижки 7 и 8 также открыты). Перед получе­нием скребка, запущен­ного на предшествующей станции, задвижка 3 закрывается и открыва­ются ранее закрытые задвижки 1 и 4. Скребок потоком нефти заносится в камеру А. После этого задвижки 1 и 4 вновь закрываются и открывается задвижка 3. Скребок из камеры А извлекается через люк в её торце.

По аналогичному принципу осуществляется запуск скребка через камеру Б. Камера пуска скребка ГНПС подобна камере пуска скребка ПНПС.

На площадке фильтров-грязеуловителей находится три параллельно соединённых фильтра (рис. 3.11), представляющих собой конструкцию типа «труба в трубе» (рис. 3.12). Очистка фильтров производится через люк 1, расположенный на одном из торцов аппарата.Система сглаживания волн давления (ССВД) применяется на нефтепроводах диаметром 720 мм и выше для защиты линейной части магистралей и оборудования НПС от гидравлического удара – интенсивного нарастания давления при резком прикрытии задвижек, остановках насосов и т.п.

Сглаживание волн давления состоит в уменьшении скорости нарастания давления в трубопроводе путём сброса части нефти из приёмного трубопровода ПНПС в безнапорную ёмкость ЕБ. Сброс происходит через специальные безинерционные клапаны, срабатывающие только при интенсивном нарастании давления и не реагирующие на постепенное его повышение.

Клапаны системы сглаживания волн давления состоят из двух камер, разделённых перегородкой 2 (рис. 3.13). Камеры по окружности имеют прорези 1. Одна камера подключена непосредственно к приёмному трубопроводу НПС и находится под давлением перекачиваемой нефти, другая – к безнапорной ёмкости. На обе камеры натянут эластичный резиновый шланг цилиндрической формы 4, препятствующий прохождению нефти из одной камеры в другую. Степень прижатия этого шланга к камерам регулируется изменением давления воздуха в полости 5.

Система сглаживания волн давления обычно имеет до шести клапанов, соединённых параллельно (рис. 3.14).

При установившемся режиме работы нефтепровода, когда давление в нём не изменяется резко, давление воздуха, поступающего в воздушную полость клапана 1 (рис. 3.14) из разделительного сосуда «жидкость-воздух» 4, равно давлению нефти в трубопроводе и клапан плотно закрыт за счёт упругих свойств эластичного шланга.

При повышении давления в нефтепроводе с небольшой скоростью (менее 0,01¸0,015 МПа/с) оно полностью передаётся в воздушную полость клапана без изменений через нормально открытый клапан 7, разделительный сосуд «нефть-жидкость» 8, дроссельный вентиль 9, нормально открытый клапан 6, разделительный сосуд 4 и вентиль 2. Благодаря этому клапан так же остаётся закрытым.

При быстром возрастании давления в трубопроводе (более 0,01¸0,015 МПа/с) происходит частичная потеря давления в прикрытом

дроссельном вентиле 9. В результате этого давление воздуха в полости 5 клапана (рис. 3.13) оказывается меньшим, чем давление нефти в камере клапана, соединённой с приёмным трубопроводом НПС. Разность давлений, действующих с различных сторон клапана, преодолевает упругие свойства шланга, последний отжимается от прорезей и происходит переток нефти из одной камеры клапана в другую – осуществляется сброс части нефти в безнапорную ёмкость ЕБ.

На НПС магистральных нефтепроводов используется два вида технологических насосов – подпорные и основные.

Основными насосами оборудуются основные НС ГНПС и ПНПС. Данные насосы предназначены для непосредственного транспорта нефти. Подпорные насосы используются только на ГНПС (на их подпорных станциях) и играют вспомогательную роль. Они служат для отбора нефти из резервуарного парка и подачи ее на вход основным насосам с требуемым давлением (подпором), предотвращающим кавитацию в основных насосных агрегатах.

Современным типом основных насосов являются насосы НМ, которые выпускаются на подачу от 125 до 10000 м³/ч. Данные насосы имеют две конструктивные разновидности.

Насосы на подачу от 125 до 710 м³/ч секционные, трёхступенчатые (рис. 3.15). Корпус их состоит из входной 1 и напорной крышек 4, к которым крепятся узлы уплотнений торцевого типа и подшипниковые узлы 6. Заодно с крышками отлиты опорные лапы насоса, входной и напорный патрубки. Между крышками корпуса располагаются три секции 2 с направляющими аппаратами. В каждой секции находится центробежное рабочее колесо. Крышки и находящиеся между ними секции стянуты шпильками 3, проходящими вдоль вала насоса.

Ротор насоса включает вал, насаженные на него три центробежных колеса 6 и одно предвключенное литое колесо типа шнек 7. Опорами ротора служат подшипники скольжения с кольцевой смазкой. Охлаждение масла осуществляется с помощью змеевиков, размещенных в корпусах подшипниковых узлов. Через змеевики циркулирует вода или перекачиваемая нефть.

Ротор имеет гидравлическую разгрузку от осевых сил, осуществляемую с помощью разгрузочного диска 5. Остаточные осевые силы воспринимаются радиально-упорным шароподшипником.

Конструкция рассматриваемых насосов рассчитана на давление 9,9 МПа. Поэтому они допускают последовательное соединение на более двух насосов на подачу от 125 до 360 м³/ч и не более трех насосов на подачу 500 и 710 м³/ч.

Насосы НМ производительностью от 1250 м³/ч до 10000 м³/ч спи­ральные одноступенчатые (рис. 3.16). Корпус их имеет улиткообразную форму с разъёмом в горизонтальной плоскости по оси ротора. Ротор состоит из вала и центробежного колеса двухстороннего входа 1, обеспечивающего ротору, благодаря своей конструкции, гидравлическую разгрузку от осевых сил. Опорами ротора служат подшипники – скольже­ния 2 с принудительной смазкой (под давлением). Неуравновешенные остаточные осевые силы воспринимает радиально-упорный сдвоенный шарикоподшипник 3.

В подобных насосах используются торцевые уплотнения 4, которые монтируются в корпусе в месте выхода из него вала.

Конструкция спиральных насосов типа НМ рассчитана на давление 7,4 МПа, что допускает последовательное соединение не более трёх насосов данного вида.

Для повышения экономичности нефтепроводного транспорта при изменении производительности перекачки у спиральных насосов предусмотрено применение сменных роторов с рабочими колёсами на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной (насос на подачу 1250 м³/ч имеет один сменный ротор на 0,7 номинальной подачи, а насос на подачу 10000 м³/ч – дополнительный ротор на подачу 1,25 от номинальной).

Полная маркировка насосов типа НМ содержит группу буквенных обозначений, например: НМ 7000 – 210, где НМ обозначает нефтяной магистральный, 7000 – подачу в м³/ч, 210 – напор в метрах столба перекачиваемой жидкости.

Современным типом подпорных насосов являются насосы НПВ (нефтяные подпорные вертикальные). Они выпускаются четырёх типоразмеров: НПВ 1250-60, НПВ 2500-80, НПВ 3600-90, НПВ 5000-120. Цифры в маркировке указывают на производительность (м³/ч) и напор насоса (м).

Данный тип насоса (рис. 3.17) размещается в стакане 1, расположенном под уровнем земли, практически на отметке трубопровода. Приводящий двигатель находится на поверхности.

Насос имеет центробежное рабочее колесо двухстороннего входа 2, с каждой стороны колеса по предвключенному литому колесу 4 типа шнек. Направляющие подшипники ротора – подшипники скольжения, они смазываются и охлаждаются перекачиваемой нефтью.

Удерживание ротора от перемещения в осевом направлении производится сдвоенными радиально-упорными шарикоподшипниками 6, имеющими консистентную смазку. Ротор насоса гидравлически уравновешен применением на нём центробежного колеса двухстороннего входа, уплотнение ротора 5 – механическое, торцевого типа.

Помимо насосов НПВ на ГНПС достаточно широко ещё используются подпорные насосы типа НМП (нефтяные магистральные подпорные). Эти насосы горизонтальные, наземной установки. Ротор их аналогичен ротору насоса НПВ, уплотнения торцевые, подшипники качения с кольцевой смазкой. Корпус спиральный с разъёмом в горизонтальной плоскости – подобен корпусу насосов НМ. Маркировка насосов НМП аналогична маркировке насосов НМ.

Основные насосы на НПС соединяются между собой главным образом последовательно. При этом допускается иметь не более трёх рабочих насосов, исходя из прочности агрегатов. В дополнение к трём рабочим насосам на станциях устанавливается по одному резервному агрегату.

В отдельных случаях, например, при прохождении в одном коридоре нескольких нефтепроводов, на НПС параллельно уложенных магистралей помимо последовательного соединения насосов предусматривается возможность перехода к смешанной параллельно-последовательно схеме соединения всех четырёх агрегатов, включая резервный, а также переход к параллельной схеме работы насосов.

Такие возможности предусматриваются на аварийный случай. При выходе из строя какой-либо НПС, соседняя с ней станция на параллельной магистрали переводится на смешанную или параллельную работу насосов.

При этом к станции подключаются сразу два нефтепровода – собственный нефтепровод рассматриваемой станции и нефтепровод аварийной НПС. Отмеченное позволяет не прекращать перекачку по аварийному нефтепроводу и поддерживать его производительность на достаточно удовлетворительном уровне.

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

Характеристикой насоса называется графическая зависимость основных параметров насосов (напора Н, мощности N, К.П.Д. h, допустимого кавитационного запаса Dh_д или высоты всасывания Н_S от подачи Q).

Центробежные насосы, к которым относятся агрегаты НМ, НПВ и НМП, могут иметь два вида характеристик – комплексную и универсальную. Основной характеристикой подобных насосов является комплексная. Общий вид её показан на рис. 3.18.

Рекомендуемая заводом-изготовителем область применения насосов по подаче (рабочая зона) отмечена на H-Q характеристике волнистыми линиями или выделяется в виде обособленного поля 1. Рабочей зоне отвечают наиболее высокие значения К.П.Д. насоса.

Область применения насоса может быть расширена обточкой их рабочих колёс. Насосы магистральных нефтепроводов допускается обтачивать не более чем на 10%, т.к. при большем значении обточки рабочих колёс наблюдается заметное снижение К.П.Д. насосов. Предельно допустимому значению обточки рабочего колеса соответствует нижняя кривая H-Q из двух приведённых на характеристике. Верхняя H-Q кривая отвечает необточенному колесу.

Допустимый кавитационный запас Dh_д, приводимый на характеристике, есть минимально допустимый избыток удельной энергии перекачиваемой жидкости на входе в насос над удельной энергией насыщенных паров жидкости, при котором не происходит холодного кипения жидкости в насосе или кавитации. С помощью Dh_д рассчитывается минимально допустимое давление на входе в насос Р_вхmin

,

где Р_S – давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости при температуре перекачки, Н/м²; r – плотность перекачиваемой жидкости, кг/м³; g – ускорение свободного падения, м/с²; Dh_д – допустимый кавитационный запас, принимаемый по комплексной характеристике насоса для соответствующей подачи, м.

При давлениях на входе в насос, больших Р_вхmin, кавитации в насосе не наблюдается.

При решении многих инженерных задач H-Q характеристики насосов используются в аналитической форме, которую получают путём аппроксимации графической H-Q зависимости. Аппроксимацию выполняют на основе уравнения 3.1 и осуществляют следующим образом.

H = a — b×Q²

На H-Q характеристике в её рабочей зоне берут две любые точки с координатами Q₁, H₁ и Q₂, H₂ соответственно. Затем эти координаты подставляют и дважды записывают уравнение (3.1). В результате получают систему двух уравнений с двумя неизвестными – a и b.

Решение данных уравнений даёт зависимости для определения численных значений a и b через известные Q₁, H₁ и Q₂, H₂:

; .

Подставив рассчитанные значения a и b в (3.1) можно пользоваться выражением (3.1) для определения напора насоса в зависимости от его подачи.

3.6. Совместная работа насосных станций и линейной

Части нефтепровода

Насосы НПС и линейная часть нефтепровода составляют единую гидро­динамическую систему. Режим работы такой системы определяется её рабочей точкой.

Рабочей точкой системы, состоящей из нескольких насосов и нескольких трубопрово­дов, называется точка пересечения суммарной Н-Q характеристики всех насосов с суммар­ной H-Q характеристикой всех трубопроводов системы.

Рабочая точка системы характеризует гидродинамическое единство её элементов (на­сосов и трубопроводов) и показывает, что насосы развивают только такие напоры и подачи, которые равны гидравлическому сопротивле­нию и пропускной способности трубопроводов.

Рабочая точка системы определяет рабочие точки отдельных насосов, входящих в систему. Рабочие точки насосов (их Н и Q координаты) показывают напор и подачу, разви­ваемые насосами при работе их в данной системе.

Рассмотрим конкретные примеры нахождения рабочих точек системы и отдельных насосов при различных схе­мах соединения насосов на НПС.

На нефтеперекачиваю­щих стан­циях в общем случае возможны следую­щие схемы со­единения насосов: после­до­вательное соединение, парал­лельное и смешанное парал­лельно-последователь­ное со­единение.

Разберём первоначаль­ный случай с последова­тель­ным соединением насо­сов. Допус­тим, НПС оснащена двумя насо­сами с характери­стиками 1 и 2 (рис. 3.19). Станция работает на трубо­провод с характеристикой 3.

Рабочая точка такой сложной сис­темы есть точка пересечения характери­стики трубо­провода 3 с сум­марной ха­рактеристикой на­сосов, т.е. с кривой, яв­ляю­щейся суммой кривых 1 и 2.

Найдём эту суммарную кривую. Для этого необходимо знать пра­вило сложения 1 и 2. Оно дикту­ется схе­мой соединения насосов. Поскольку на­сосы соединены последовательно, то их подачи равны, а напоры складываются, об­разуя, таким образом, общий сум­мар­ный на­пор насосов.

Следовательно, правило сложения кривых 1 и 2 будет звучать так: для нахождения суммарной Н-Q характери­стики последовательно соединённых на­сосов необходимо склады­вать напоры отдельных насосов при одинаковых по­дачах.

Выполним такое сложение графически для нескольких подач и получим точки сум­марной Н-Q характеристики насосов (точки 1 2). Соединив данные точки плавной линией, будем иметь искомую суммарную Н-Q характеристику насосов.

Точка пересечения кривых (1 2) и 3 (точка М) является рабочей точкой системы «на­сосы – трубопровод». Её координаты показывают, что данная сис­тема работает с производи­тельностью Q₀, при этом гидропотери в ней состав­ляют Н₀.

Для нахождения рабочих то­чек отдельных насосов вновь обра­тимся к схеме соедине­ния различ­ных элементов системы (рис. 3.19а).

Из схемы сле­дует, что нефтеперека­чивающая станция НПС и трубо­провод 3 соединены ме­жду со­бой последовательно. Значит количество жидкости, проходящее через НПС, равно производительно­сти трубо­провода, т.е. НПС рабо­тает с пода­чей Q₀.

НПС состоит из двух насосов. С какой производительностью рабо­тает каждый из этих насосов? Оче­видно, что с производительностью Q₀, т.к. насосы соединены между со­бой по­следовательно.

При производительности Q₀ на­сос 1 согласно его характеристике разви­вает напор Н₁, а насос 2 соот­ветственно Н₂. Из определения по­ня­тия рабочей точки вытекает, что ко­орди­наты её показывают произво­ди­тельность и напор (развиваемый на­пор или потери напора) соответ­ст­вующего элемента системы. Сле­до­ва­тельно, рабочими точками насосов 1 и 2 будут точки М₁ и М₂. По коор­ди­на­там этих точек как отмечалось выше можно определить подачу и напор каж­дого насоса при работе его в рассматриваемой системе.

Очевидно, что с изменением системы изменяется местопо­ложение рабо­чей точки сис­темы и отдельных насосов. Например, при отключе­нии насоса 2 в системе останется один насос 1 и трубопровод 3. Рабо­чей точкой такой сис­темы будет точка М. Она совпадает с но­вой рабочей точ­кой насоса 1.

Найдём теперь рабочие точки системы и насосов при параллельном со­единении пере­качивающих агрегатов(рис. 3.20) на НПС. Суммарная Н-Q ха­рактеристика насосов 1 и 2 в данном случае будет находиться также исходя из схемы соединения насосов. При парал­лельном соединении агрегатов они имеют одинаковый напор, общая их подача равна сумме подач отдельных насосов.

В приведённом утверждении может вызвать сомнение лишь констатация равен­ства напоров параллельно подключённых насосов.

Допустим, что напоры параллельно работающих насосов не равны. Тогда насос с большим напором «задавит» насос с меньшим напором и будет вести перекачку жидкости не только по трубопроводу, но и через «задавленный» на­сос. Последний в гидравлическом смысле уже не будет являться перекачиваю­щим агрегатом или насосом, а предстанет неким подобием ещё одного трубо­провода. Таким образом, у параллельно работающих насосов на­поры всегда равны между собой.

На основе приведённых рассуждений формируется правило получения суммарной Н-Q характеристик параллельно соединённых агрегатов: характери­стика находится сложением подач отдельных насосов при одинаковых напорах.

Графическое сложение характеристик насосов 1 и 2 даёт кривую (1 2) (рис. 3.20), ко­торая, пересекаясь с Н-Q характеристикой трубопровода 3, обра­зует рабочую точку системы М. Координаты рабочей точки М показывают, что система работает с производительностью Q₀, потери напора в ней составляют Н₀.

Найдем отдельные точки рабочих насосов, учитывая, что оборудованная ими НПС имеет подачу Q₀ и напор Н₀.

Так как на НПС насосы соединены параллельно и напоры их равны, то каждый из на­сосов станции развивает напор, равный напору НПС, т.е. равный Н₀. При напоре Н₀ насос 1 согласно его Н-Q характеристики имеет подачу Q₁, а насос 2 – подачу Q₂.

Таким образом, рабочими точками насосов будут точки М₁ и М₂ соответ­ственно, а режим работы насосов определяется их напором Н₀ и подачами Q₁ и Q₂.

Существующие методы регулирования работы НПС подразделяются на методы плавного и ступенчатого регулирования. К теоретически возможным методам плавного регулирования относятся: перепуск, дросселирование, изменение числа оборотов ротора насосов.

К методам ступенчатого регулирования относят: изменение числа работающих насосов НПС, изменение схемы соединения насосов на НПС, изменение числа ступеней у многоступенчатых насосов, замена роторов (рабочих колёс) насосов, изменение диаметра рабочего колеса насосов.

Метод регулирования перепуском состоит в перепуске части жидкости с выхода насоса вновь на его вход (рис. 3.21а). При этом происходит изменение характеристики трубопроводной системы, на которую работает насос и изменяется месторасположение рабочей точки НПС. Это влечёт за собой изменение режима работы нефтепровода.

Рассмотрим данный случай подробнее. Допустим, в начальный момент НПС 1 работала без перепуска на нефтепровод 2 (рис. 3.21б). Рабочая точка системы занимает положение М, производительность нефтепровода равна Q₀.

Откроем задвижку на перепускном трубопроводе 3. Жидкость теперь движется не только по одному нефтепроводу 2, но и по перепускному трубопроводу 3. С гидравлической точки зрения это означает появление в системе дополнительного элемента – трубопровода 3. Теперь для нахождения рабочей точки системы необходимо первоначально найти суммарную H-Q характеристику трубопроводов 2 и 3.

Эти трубопроводы согласно рис. 3.21 соединены между собой параллельно. Поэтому для нахождения их суммарной характеристики следует сложить 2 и 3 путём сложения их абсцисс (Q) при одинаковых ординатах (H). В итоге получается кривая (2 3). Рабочей точкой системы при работе НПС с перепуском будет точка М_П.

Как видно, при работе с перепуском производительность НПС возрастает с Q₀ до Q_П. Посмотрим какое количество жидкости при этом будет поступать в нефтепровод 2. Нефтепровод 2 расположен на выходе НПС и находится под напором станции, равным согласно М_П величине Н_П. При напоре Н_П нефтепровод 2 будет пропускать через себя, если следовать его H-Q характеристике, производительность Q₂, меньшую первоначальной Q₀, существовавшей при перекачке без перепуска.

Таким образом, при перекачке с перепуском производительность нефтепровода всегда только снижается.

Данный метод регулирования является неэкономичным, т.к. при его осуществлении производительность нефтепровода снижается, а производительность НПС, напротив, возрастает. Это вызывает перерасход энергии на единицу транспортируемой нефти.

Регулирование режима работы НПС дросселированием состоит в создании потоку искусственного сопротивления в виде сужения площади поперечного сечения потока в каком-либо его месте (сечении). Реализуется данный метод на узлах регулирования НПС с помощью управляемых со щита станции и автоматикой регуляторов давления или регулирующих заслонок.

Суть данного метода показана на рис. 3.22. При полностью открытом дроссельном органе D (заслонке, регуляторе и т.д.) рабочей точкой системы является точка М, производительность системы (нефтепровода) равна Q₀, гидропотери в ней Н₀.

Если дроссельный орган D прикрыть, то его сопротивление увеличится, и к потерям напора в нефтепроводе, отображённом на рис. 3.22б, кривой 2, прибавляя потери напора в дроссельном органе. Общие потери напора в системе возрастут, им будет соответствовать кривая 2’. Рабочая точка системы и НПС переместится в положение М_д, производительность нефтепровода снизится до Q_д.

Интересно проследить как изменяется напор НПС при дросселировании. Согласно рис. 3.22б напор, развиваемый станцией при дросселировании, увеличивается до Н_д, потери же напора в нефтепроводе, напротив уменьшаются. При производительности Q_д они в соответствии с Н-Q характеристикой собственно нефтепровода 2 (без учёта дроссельного органа) составляют Н’_д Напор, соответствующий разности Н_д – Н’_д, развивается НПС не производительно, т.к. теряется на дроссельном органе.

Таким образом, при дросселировании производительность нефтепровода всегда только уменьшается. Данный метод регулирования также неэкономичен, т.к. НПС непроизводительно развивает излишний напор, что делает дороже транспорт нефти в связи с перерасходом энергии.

При регулировании режима работы НПС изменением числа оборотов ротора насосов происходит изменение Н-Q характеристик насосов, как это показано на рис. 3.23. С увеличением числа оборотов характеристика смещается вправо и вверх в соответствии с зависимостями

; .

Как видно из рисунка, при данном методе регулирования насос развивает напор и подачу, строго соответствующие сопротивлению и пропускной способности нефтепровода. Поэтому при данном методе не наблюдается излишний расход энергии. Это самый экономичный метод регулирования.

Из всех рассмотренных методов плавного регулирования на НПС практически используется только метод дросселирования. Перепуск не находит применения потому, что при пологопадающих Н-Q характеристиках насосов он менее экономичен, чем дросселирование, а насосы НПС как раз имеют пологопадающие характеристики. Регулирование изменением частоты вращения роторов насосов не используется в связи с отсутствием мощных электродвигателей с регулируемой частотой вращения роторов.

Методы ступенчатого регулирования имеют в своём большинстве один общий недостаток – режим работы НПС и нефтепровода при их осуществлении изменяется ступенчато, что не всегда отвечает необходимой степени изменения режима работы и часто требует подрегулирования с помощью неэкономичного метода дросселирования. Поэтому экономичные в своей основе методы ступенчатого регулирования не всегда обеспечивают транспорту нефти минимально возможные энергозатраты.

Исключение из рассматриваемых методов составляет метод регулирования изменением диаметра рабочего колеса.

Диаметры рабочих колёс центробежных насосов НМ, НПВ и НМП могут быть изменены обточкой колёс на станке. Обточка в пределах 10% практически не приводит к снижению К.П.Д. насосов, Н-Q характеристика же насоса при этом изменяется подобно тому, как это происходит при изменении числа оборотов ротора насоса (см. рис. 3.23, 3.24)

; ,

где Н₀ и Q₀ – напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Д₀; Н и Q – напор и подача насоса при диаметре рабочего колеса, равном Д.

Если известны требуемые от насоса напор Н и подача Q, то необходимый диаметр рабочего колеса Д может быть рассчитан по формуле, получение которой рассмотрим ниже.

Ранее отмечалось, что H-Q характеристика центробежного насоса может быть аппроксимирована зависимостью (3.1). Запишем (3.1) для исходного необточенного рабочего колеса

Н₀ = а — b×Q₀²,

где Н₀ и Q₀ – напор и подача насоса, соответствующие диаметру Д₀ необточенного колеса и определяемые по рабочей точке насоса М (рис. 3.24).

Подставим в (3.3) вместо Н₀ и Q₀ их значения, полученные из (3.2) и будем иметь:

,

где H и Q – требуемые от насоса напор и подача; Д – отвечающий им диаметр колеса.

Теперь поделим обе части уравнения (3.4) на и полученное выражение решим относительно

.

Если рассчитанное по (3.5) значение Д будет отличаться от Д₀ не более чем на 10%, то обточка колеса обеспечит насосу и НПС необходимый режим работы при минимальных энергозатратах на транспорт нефти.

Данная система при наличии на НПС нескольких насосов выполня­ется общей для всех насосов. К этой системе присоединяется и общая сис­тема сбора утечек с остальных технологических объектов ГНПС.

Согласно названию системы она выполняет две функции – централи­зованный сбор в ёмкость утечек нефти из концевых уплотнений насосов и других технологических объектов НПС; откачку всех утечек станции из ёмкости в приёмный нефтепровод станции.

Сбор утечек от концевых уплотнений осуществляется через специ­альные трубопроводы, присоединённые к узлам уплотнений и отводящим утечки в подземную ёмкость. Откачка собранных утечек из ёмкости про­изводится насосами откачки утечек типа 12НА-9х4 или НОУ 50-350.

Оба насоса секционные, вертикальные. Насос 12НА-9х4 устанавли­вается внутри ёмкости, под уровнем жидкости, его двигатель – вне резер­вуара. Насос НОУ 50-350 располагается вблизи ёмкости в бетонированном приямке, с резервуаром соединяется через входной патрубок.

Маркировка насосов расшифровывается следующим образом: НОУ 50-350 – насос откачки утечек с подачей 50 м³/ч и напором 350 м; 12НА-9х4 – нефтяной артезианский с диаметром входного патрубка (12х25) мм, коэффициентом быстроходности (9х10) и с числом ступеней 4.

Оба рассматриваемых насоса имеют конструктивную сходную схему, подобную схеме секционного варианта насоса типа НМ.

Контроль за работой системы сбора и откачки утечек осуществля­ется с помощью манометра, установленного на нагнетательной линии на­сосов откачки утечек и посредством сигнализатора утечек.

В качестве последнего на НПС могут применяться сигнализаторы типа СУН-1 или OMUV. Принципиальные схемы данных приборов изо­бражены на рис. 3.25 и рис. 3.26.

Сигнализатор СУН-1 работает следующим образом. Утечки из уп­лотнений насоса поступают в бачок датчика утечек 1. Если утечки не пре­вышают допустимой нормы, они сливаются в ёмкость сбора утечек через сменную диафрагму 4, закреплённую на дне датчика. Если утечки превы­шают допустимые пределы, уровень нефти в бачке датчика начинает расти, перекрывая сечение колокола 2. При дальнейшем повышении уровня в 2 давление воздуха в колоколе возрастает и через пневматиче­скую линию 6 передаётся на датчик – реле напора 7.

Пневмосигнал, поступивший на мембрану датчика 7, деформирует мембрану, что приводит к замыканию контактов 8. В результате автоматически подаётся сигнал о неисправности уплотнения.

Патрубок 3 в сигнализаторе СУН-1 предназначен для сброса из бачка датчика 1 аварийного поступления нефти от уплотнений. Визуальный кон­троль за работой сигнализатора осуществляется через смотровое окно 5.

Сигнализатор OMUV(рис. 3.26) устроен несколько иначе и работает следующим образом. Утечки из концевых уплотнений насоса попадают в карман утечек 1, откуда самотёком по трубопроводам 2 поступают в ём­кость сбора утечек ЕП-40.

При нормальной величине утечек они не скапливаются в кармане 1 и успевают отводиться по трубопроводам 2. При возрастании утечек, когда их размер превышает нормальную для уплотнения величину, пропускная способность трубопровода 2 становится уже недостаточной. Нефть накап­ливается в кармане 1 и по отводному трубопроводу 3 поступает в сигнали­затор 4. В сигнализаторе жидкость проходит через дроссельную шайбу 5, которая ограничивает пропускную способность сигнализатора и препятст­вует быстрому выходу нефти из него. За счёт этого уровень нефти в сигна­лизаторе поднимается и поднимает магнитный поплавок 6, который замы­кает герметичный контакт 7 – возбуждается электрический сигнал. Сигнал подаётся на вторичный прибор 8. Последний останавливает насос по пре­вышению размера утечек.

Из сигнализатора нефть, пройдя дроссельную шайбу 5, попадает в трубопровод 2 и по нему – в ЕП-40.

Концевые уплотнения центробежных насосов постоянно находятся под давлением перекачиваемой жидкости.

Наличие давления в камерах уплотнений снижает надёжность и ра­ботоспособность уплотнений, так как давление дополнительно прижимает трущиеся поверхности друг к другу, чем увеличивает трение между ними. В результате возрастает износ уплотнения, и уплотнение перегревается от избыточного трения.

Назначение системы разгрузки – снижение давления в камерах уп­лотнений и, одновременно, охлаждение уплотнений потоком перекачивае­мой жидкости.

Существует несколько вариантов системы разгрузки. Наиболее про­стой вариант заключается в непосредственном отводе жидкости из камер уплотнений по трубопроводам в зону пониженного давления, в качестве которой может использоваться либо приёмный трубопровод (коллектор) насосов, либо специальная ёмкость. При этом, когда давление в камерах уплотнений находится в допустимых пределах жидкость из камер отво­дится в приёмный трубопровод насосов. Этим давление в камерах снижа­ется, и уплотнения разгружаются.

Одновременно создаётся циркуляция жидкости через камеры уплот­нений, чем достигается охлаждение трущихся поверхностей.

При чрезмерном повышении давления в камерах уплотнений давле­ние в камерах снижается путём сброса жидкости из трубопровода раз­грузки через предохранительные клапаны в резервуар.

Обычно системы разгрузки отдельных насосов НС объединяют в общую систему разгрузки станции, и предохранительные клапаны ставятся на коллекторе общестанционной системы разгрузки.

Недостатком рассмотренного варианта разгрузки является постоян­ная непроизводительная циркуляция перекачиваемой жидкости через на­сос по системе разгрузки, что снижает объёмный и общий К.П.Д. насоса.

Вторым вариантом системы разгрузки и охлаждения концевых уп­лотнений является, так называемая, индивидуальная схема охлаждения и разгрузки. Она состоит в отводе части жидкости с нагнетания насоса (обычно непосредственно с улитки корпуса в верхней части его) и подаче её в камеры уплотнений по трубопроводам. Из камер жидкость перетекает в область всасывания насоса, а затем вновь попадает в область нагнетания и т.д. Происходит циркуляция жидкости в камерах, чем давление и темпе­ратура в них поддерживается в требуемых пределах.

Данный вариант также неэкономичен, так как связан с непроизводи­тельной циркуляцией жидкости через насос по системе охлаждения и раз­грузки.

Наиболее прогрессивен вариант разгрузки с использованием импел­леров. Импеллер – втулка с винтовой нарезкой, устанавливаемая на вал на­соса между рабочим колесом и концевым уплотнением.

При вращении вала насоса втулка также приходит во вращение и за счёт винтовой нарезки создаёт поток жидкости от камеры уплотнения в сторону рабочего колеса, т.е. в сторону области всасывания насоса. Этим давление в камере уплотнения снижается.

Охлаждение уплотнения достигается циркуляцией жидкости через камеру уплотнения. Для этого область всасывания насоса и камера уплот­нения соединяются небольшим каналом, по которому жидкость из области всасывания поступает в камеру. Из камеры же жидкость импеллером вновь подаётся в область всасывания и т.д. При данном варианте разгрузки К.П.Д. насоса не снижается.

Система смазки насосно-силового агрегата предназначена для по­дачи масла в узлы трения (подшипники насоса и двигателя) с целью уменьшения трения и отвода выделяющегося при трении тепла.

Система смазки присуща только основным насосно-силовым агрега­там типа НМ – их спиральному варианту. Данная система является прину­дительной – масло в подшипники подаётся под давлением. Подача масла осуществляется шестерёнными насосами из маслобаков. Перед поступле­нием в подшипники масло очищается в фильтрах и охлаждается в масло­охладителях до требуемой для оптимальной смазки температуры.

В системе смазки основных агрегатов кроме штатного режима ра­боты предусмотрен аварийный режим, при котором обеспечивается смазка подшипников при отказе одного из основных насосов системы.

Функционирование системы смазки в штатном режиме.

Основу системы смазки составляют два маслобака Е-1 и Е-2 и два шестерённых насоса Н-1 и Н-2, установленных вблизи маслобаков по од­ному насосу на бак (рис. 3.27).

В нормальном режиме работы системы смазки оба насоса находятся в действии и откачивают масло из баков через задвижки 1 и 2, далее по­дают его через обратные клапаны на два соединённых параллельно масло­фильтра Ф-1 и Ф-2. После очистки в фильтрах от механических примесей (в основном продуктов износа подшипников и опорных шеек валов насоса и двигателя) масло по общему трубопроводу поступает в два параллельно включённых маслоохладителя Х-1 и Х-2, затем по общему трубопроводу – на основные агрегаты, где распределяется по агрегатам.

Из подшипников агрегатов масло самотёком стекает в маслобаки че­рез задвижки 5 и 7.

При отключении электропитания (плановом или аварийном) веду­щий перекачку нефти насос и его электродвигатель останавливается не сразу – происходит так называемый «выбег» агрегата вследствие его инер­ционности.

Для смазки подшипников в момент «выбега» агрегата предусмотрен бак статического давления масла V, поднятый на высоту 4 м над осью аг­регата. Этот бак заполняется маслом при нормальной работе системы смазки и находится в заполненном состоянии. Излишки масла сливаются через обратный клапан в самотёчную линию возврата масла от подшипни­ков в маслобаки.

При прекращении электропитания маслонасосы Н-1 и Н-2 отключа­ются, и смазка подшипников осуществляется за счёт самотёчного истече­ния масла из бака V в линию подачи смазки к подшипникам.

После многократного использования масло подвергается лаборатор­ному анализу и, если не отвечает требованиям, его из основных маслоба­ков сливают в бак для отработанного масла ЕГ. При этом из маслобака Е-1 слив происходит через задвижку 4, а из бака Е-2 – через задвижку 6.

Заполнение системы смазки чистым маслом производится из бака для чистого масла Е-0. Заполнение осуществляется с помощью шестерён­ного насоса Н-3, который подаёт масло в основные маслобаки Е-1 и Е-2 через задвижки 4 и 6 соответственно.

Функционирование системы смазки в аварийном режиме.

Система смазки сохраняет свою работоспособность при выходе из строя одного из её основных насосов Н-1 или Н-2.

В этом случае закрываются все задвижки на входе отказавшего на­соса, и оставшийся в работе насос подаёт масло в систему сразу из двух маслобаков через все открытые задвижки на его входе.

Путь движения масла такой же, как при штатном режиме работы системы.

Управление и контроль за работой системы смазки.

Управление работой системы смазки осуществляется со щита управ­ления, установленного в операторной станции, и состоит в пуске или оста­новке маслонасосов Н-1, Н-2 и Н-3. При этом насос Н-3 пускается по мере его необходимости, т.е. при заполнении системы смазки чистым маслом, а насосы Н-1 и Н-2 – перед пуском агрегатов.

Контроль за работой системы производится в основном по трём па­раметрам – давлению и температуре масла, перепаду давления в масло­фильтрах.

Давление контролируется с помощью датчиков, установленных в маслопроводах перед подшипниками; сигнал от датчика подаётся на пока­зывающий прибор, установленный на щите в насосном зале.

Температура масла измеряется также перед подшипниками, а пока­зывающий температуру прибор установлен на щите в операторной.

Номинальное значение температуры и давления масла в системе со­ставляют соответственно 35¸40°С и 0,45¸0,55 кгс/см², предельные значе­ния: по температуре – не более 60°С, по давлению – не менее 0,35 кгс/см².

Максимально допустимый перепад давления на маслофильтрах – 0,5 кгс/см². При большем перепаде фильтры необходимо очищать.

Помимо рассмотренного варианта системы смазки насосно-силовых агрегатов существует ещё одна разновидность системы, характерная тем, что в работе постоянно находится только один из двух основных насосов системы.

Второй включается автоматически только при аварийном отключе­нии ранее работавшего насоса.

Во время пробных пусков или в процессе эксплуатации насоса могут возникнуть различные неполадки в его работе, вызванные неправильным монтажом или обслуживанием, а так же естественным износом деталей. Все неполадки обладают характерными признаками, по которым они и распознаются (табл. 3.1).

Своевременное определение неполадок и устранение их не только удлиняет срок службы насосов, но и намного сокращает время простоя оборудования, практически, исключая возможность возникновения аварий.

Таблица 3.1

Характерные неисправности насоса и способы их устранения

Продолжение табл. 3.1

Технологическое оборудование НПС с течением времени подверга­ется естественному старению, износу и разрушению под воздействием факторов, сопровождающих производственный процесс.

При этом отдельные детали, узлы и оборудование в целом теряют свои первоначальные технико-экономические качества.

Для восстановления характеристик оборудования и главным образом для предупреждения преждевременного их ухудшения предусмотрена сис­тема технического обслуживания и ремонта (ТОР).

В общем случае система ТОР может проводиться на базе трёх пока­зателей: по наработке оборудования, по календарному времени и по реаль­ному техническому состоянию оборудования.

Наиболее прогрессивна организация ТОР по реальному техниче­скому состоянию оборудования. Однако реализация этого направления требует наличия специального диагностического оборудования и не всегда возможна. Поэтому применение находят в основном два первых направле­ния из выше отмеченных. При этом обслуживание и ремонт основных и под­порных насосов НПС, а также их привода, маслонасосов, водяных насосов и насосов откачки утечек проводят по наработке. Вспомогательные сис­темы насосно-силовых агрегатов (КИПиА, устройства релейной и автома­тической защиты, электросиловое оборудование, арматура и т.д.) обслужи­ваются и ремонтируются по календарному времени.

Техническое обслуживание (ТО) представляет собой комплекс опе­раций по поддержке оборудования в исправном работоспособном состоя­нии в течение его эксплуатации между очередными плановыми ремонтами.

В состав технического обслуживания входят работы, выполнение ко­торых не требует остановки оборудования на длительное время, в частно­сти: проверка работоспособности отдельных узлов и деталей, выполнение регулировочных работ, замена при необходимости узлов и деталей, очи­стка и смазка оборудования.

Техническое обслуживание подразделяется на ежесменное, периоди­ческое и сезонное.

Ежесменное обслуживание выполняется эксплуатационным персо­налом и осуществляется в течение рабочей смены. В данный вид обслужи­вания включаются операции, которые необходимо проводить на оборудо­вании с периодичностью менее одних суток.

Периодическое обслуживание осуществляется через промежутки времени, продиктованные техническими особенностями оборудования, и выполняется в соответствии со сроками, установленными в документации по эксплуатации оборудования. В состав операций периодического обслу­живания входят работы ежесменного обслуживания.

Сезонное техническое обслуживание производится для подготовки оборудования к очередному осенне-зимнему или весенне-летнему периоду эксплуатации. Этот вид обслуживания включает в себя операции периоди­ческого обслуживания и выполняется при очередном периодическом об­служивании.

Согласно РД-39-40-416-80 техническое обслуживание основных и подпорных насосов НПА должно проводиться через каждые 800 часов на­работки. Трудоёмкость ТО для НМ-360-460 ¸ НМ-1250-260 – 3 чел.ч., для насосов НМ большей производительности и для подпорных насосов – 4 чел.ч.

Применительно к насосам магистральных нефтепроводов ТО со­стоит главным образом во внешнем осмотре насосов и проверке крепления насосного агрегата, его отдельных узлов и элементов.

Ремонт – это комплекс операций по восстановлению работоспособ­ности и технико-экономических характеристик оборудования, а также по восстановлению ресурса оборудования – времени безотказной работы до предельного состояния оборудования.

За критерий предельного состояния принимаются значения техниче­ских параметров оборудования, соответствующих нормам отработки.

Все плановые ремонтные работы составляют единую систему пла­ново-предупредительного ремонта (ППР). В рамках ППР предусматривается три вида ремонта: текущий, средний и капитальный ремонт.

Текущий ремонт – минимальный по объёму вид планового ремонта, при котором нормальное эксплуатационное состояние оборудование до очередного планового ремонта поддерживается за счёт выполнения регу­лировочных работ: замены быстроизнашивающихся частей, остаточный ресурс которых не обеспечивает оборудованию безотказной работы до следующего планового ремонта, и восстановления деталей и сборочных единиц с низким показателем надёжности.

Текущий ремонт насосов магистральных нефтепроводов состоит: в разборке насоса, осмотре составляющих его элементов, выявлении необ­ходимости замены или ремонта дефектных деталей, шлифовки и притирки пар трения торцевых уплотнений, балансировки ротора при замене состав­ляющих его деталей, сборки и проверки крепления всех узлов и деталей.

Завершает текущий ремонт опрессовка насоса перекачиваемой жид­костью и опробование работы агрегата под нагрузкой – проверяется напор, потребляемая мощность, вибрация, температура подшипников и торцевых уплотнений.

Периодичность выполнения текущего ремонта основных и подпор­ных насосов по РД-39-30-4169-80 составляет 5600 часов наработки, сред­няя трудоёмкость ремонта 48¸70 чел.ч. Нормативный срок простоя обору­дования в текущем ремонте 21¸49 часов.

Средний ремонт – вид планового ремонта, целью которого является восстановление основных параметров и характеристик оборудования. Данная цель достигается путём капитального ремонта отдельных узлов, замены и восстановления значительного числа изношенных деталей обо­рудования.

В объём среднего ремонта входят все работы текущего ремонта. Для основных и подпорных насосов данный вид ремонта не предусмотрен.

Капитальный ремонт – наибольший по объёму вид планового ре­монта. Его назначение – полное восстановление всех технико-экономиче­ских показателей оборудования. В ходе капитального ремонта проводится разборка оборудования в требуемом объёме (в том числе и полная) и де­фектация всех его деталей и узлов. По результатам дефектации детали за­меняются или восстанавливаются. При этом замене могут подлежать и ба­зовые детали. Все изношенные и выработавшие свой ресурс детали заме­няются в обязательном порядке.

Капремонт для основных и подпорных насосов НПС выполняется с периодичностью в 28 тыс. часов, его продолжительность 30¸74 час. Трудо­ёмкость капремонта для отмеченных насосов составляет 58¸107 чел.ч.