Корж В.В. Эксплуатация и ремонт оборудования насосных и компрессорных станций

Подождите немного. Документ загружается.

Для стабильной работы магистрального нефтепровода необходимо со-

блюдать два основных условия:

Первое условие - давление на приеме НПС, соответственно и на приеме

насоса должно быть не ниже предельного значения исходя из условия коовита-

ции насоса. При недостаточном давлении на приеме насоса (ниже 0,1 МПа)

происходит выделение растворенного газа, т. е. начинается вскипание жидко-

сти, что приводит к увеличению вибрации насоса, перегреву корпуса насоса,

разрушению насоса.

Второе условие - давление на выходе НПС должно быть не выше предела

прочности трубопровода.

Выполнение этих условий реализуется при работе магистрального нефтепро-

вода в режиме «из насоса в насос».

В данном случае давления приема НПС является давлением, развиваемым

предшествующей НПС. На нефтепроводах большой протяженности управление

процессом перекачки в режиме «из насоса в насос» заметно усложняется, так

как все НПС имеют гидравлическую связь между собой. Поэтому для облегче-

ния управляемости перекачкой нефти протяженные магистрали разбиваются на

отдельные технологические (эксплуатационные) участки длиной 400-600 км

(рис. 15). В начале каждого участка устанавливается нефтеперекачивающая

станция - ГНПС технологического (эксплуатационного) участка.

Рис. 15. Схема технологических (эксплуатационных) участков

В результате, магистральный нефтепровод большей протяженности раз-

бивается на несколько самостоятельных нефтепроводов малой протяженности,

соединенных последовательно. В начале каждого участка находится головная

НПС. Неотъемлемой частью головной НПС является резерву арный парк. Для

стабильной работы магистрального нефтепровода в целом необходимо, чтобы в

резерву арных парках ГНПС технологического участка № 1, технологический

участок № 2 продолжает работать за счет наличия нефти на ГНПС-5. При оста-

новке технологического участка № 2, последующий технологический участок

№ 3 продолжает работать за счет наличия свободной ёмкости на ГНПС-5.

На границе технологического участка происходит и административное

деление управлении и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Головное

НПС (ГНПС) подразделяются на:

- головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС) магистрального

нефтепровода, которая располагается в начале нефтепровода и служит для сбо-

ра нефти с промыслов, подготовки нефти к транспорту (смешивание или разде-

ление её по сортам) и учета принятой нефти;

- головную нефтеперекачивающую станцию (ГНПС) технологического

участка, которая располагается в начале технологического участка;

- конечные пункты находятся в конце нефтепровода.

Вопросы для самоконтроля

1. Назначение головной нефтеперекачивающей станции.

2. Назначение промежуточной нефтеперекачивающей станции.

3. Назначение головной нефтеперекачивающей станции технологическо-

го участка.

4. Объекты основного (технологического) назначения.

5. Объекты вспомогательного или подсобно-хозяйственного назначения.

6. Назначение и функции монтажных блоков, блок-боксов и блок-

контейнеров.

7. Условия стабильной работы магистрального нефтепровода (два условия).

8. Назначение конечных пунктов нефтепроводов.

2.2. Насосные агрегаты, применяемые на нефтеперекачивающих

станциях магистральных трубопроводов

2.2.1 Основные сведения о насосах

Насосом называется гидравлическая машина, в которой подводимая из-

вне энергия (механическая, электрическая) преобразуется в энергию потока

жидкости.

Насосным агрегатом называется насос, двигатель или устройство для пе-

редачи мощности от двигателя к насосу, собранные в единый узел. По принци-

пу действия насосы делятся на 2 группы: динамические и объемные.

В динамических насосах жидкость приобретает энергию в результате си-

лового воздействия на него рабочего органа в рабочей камере. К этой группе

относят следующие насосы:

- лопастные (центробежные диагональные и осевые), в которых постоян-

ное силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывают об-

текаемые ею лопасти вращающегося рабочего колеса;

- вихревые, в которых постоянное силовое воздействие на протекающую

через насос жидкость оказывают вихри, срывающие канавки вращающегося

рабочего колеса;

- струйные, в которых постоянное силовое воздействие на протекаю-

щую через насос жидкость, пара или газа, обладающая высокой кинетиче-

ской энергией;

- вибрационные, в которых силовое воздействие на протекающую через

насос жидкость оказывает клапан-поршень, совершающий высокочастотное

возвратно-поступательные движения.

В объемных насосах жидкость приобретает энергию в результате воз-

действия на него рабочего органа, периодически изменяющего объем рабочей

камеры.

К этой группе относят:

1) поршневые и плунжерные, в которых периодическое силовое воздей-

ствие на протекающую через насос жидкость оказывает поршень или плунжер

(длина его цилиндрической части много больше его диаметра), совершающие

возвратно-поступательные движение в рабочей камере;

роторные, в которых периодическое силовое воздействие на протекаю-

щую через насос жидкость оказывают поверхности шестерен или винтовых ка-

навок, расположенных на периферии вращающегося ротора.

К основным энергетическим параметрам любого насоса относят следую-

щие величины:

а) подачу Q - объем жидкости, проходящий через насос в единицу време-

ни (л/с; м

/с; м

/ч);

б) напор Н - приращение удельной механической энергии жидкости, про-

текающей через насос (м)

порного патрубка вертикальных центробежных насосов, верхнего положения

поршня вертикальных поршневых насосов называют геометрической высотой

всасывания

Коэффициент быстроходности насосов или удельная быстроходность -

это частота вращения модели ротора, геометрически подобной насосу, которая

создает напор 1 м при подаче 0,075м

/с.

Благодаря высокой экономичности, надежности, удобству эксплуатации,

малым габаритным размерам лопастные насосы нашли широкое применение в

промышленности, в том числе и в нефтяной. Классифицируют их по различным

признакам: характеру движения жидкости в проходной части насоса, конструк-

ции, назначению и т.д.

Лопастные насосы подразделяются:

- по форме рабочего колеса - на центробежные, диагональные, осевые;

- по расположению вала насоса - на горизонтальные многоступенчатые;

- по напору - на низконапорные (Н<20 м), средненапорные (Н = 20-60 м),

высоконапорные (Н>60 м);

- по роду перекачиваемой жидкости и назначению.

В нефтяной промышленности, в том числе в транспорте нефти и нефте-

продуктов, наиболее распространены насосы центробежные, одноступенчатые

с двухсторонним входом жидкости к рабочему колесу.

2.2.2 Принцип работы центробежных насосов

В центробежных насосах жидкость движется в осевом направлении от

всасывающего патрубка к центральной части рабочего колеса (рис. 16).

В рабочем колесе поток жидкости поворачивается на 90° и симметрично -

относительно оси вращения - растекается по каналам вращающегося колеса 1,

образованным стенкам переднего и заднего дисков 5 и рабочими лопастями 2.

Рабочие лопатки передают жидкости энергию привода насоса. Статическое дав-

ление и скорость возрастает.

Из рабочего колеса 1 поток жидкости выходит под некоторым углом к

касательной его наружного диаметра. Общее направление потока при этом сов-

падает с направлением вращения рабочего колеса. Далее по спиральному отво-

ду 3 жидкость поступает в конический диффузор 4, где её кинетическая энергия

преобразуется в потенциальную.

Рис. 16 - Устройство насоса типа МН

1 - корпус; 2,16- трубопроводы для сбора утечек; 3 - радиально-упорные

подшипники, 4, 13 - радиально-опорные подшипники; 5 - ванна для сбора утечек;

6 - торцевое уплотнение; 7 - винтовой шпиллер;

- отвод жидкости; рабочее колесо;

9 - крышка корпуса; 10 - рабочее колесо; 11 - вход рабочей жидкости; крышка

сцепления, 12 - крышка ванны для сбора утечек; маслопровод, 14 - зубчатая муфта;

15 - маслопровод

Общие технические условия на насосы для трубопроводов регламенти-

руются ГОСТ 12124-80. В нем определены параметры, размеры, технические

требования к основным и подпорным насосам. К основным насосам относят 13

типов насосов, а с учетом сменных роторов - 27. Наибольшую подачу обеспе-

чивает насос НМ10000-210, расшифровка которого читается так: Насос магист-

ральный с подачей 10000 м

/ч и напором 210 м.

Насосы с подачей до 1250 м

/час (секционные, спиральные, двухсторон-

него входа), имеют от одного до 3-х сменных роторов на подачи 0,5Q, 0,7Q,

1,25Q (Q - номинальная подача насоса). Все насосы имеют частоту вращения

3000 об/мин.

2.2.3 Основные детали насоса

Опорами ротора являются подшипники скольжения. Остаточные осевые

усилия воспринимаются радиально упорным подшипником. Подшипникам

принудительно подается смазка, для уменьшения утечек жидкости в месте кон-

такта вала и корпуса насоса устанавливаются концевые уплотнения ротора -

механические торцевого типа, рассчитанные на рабочее давление 4,9 МПа.

Конструкция насосов рассчитана на работу по последовательной схеме соеди-

нения трех насосов. При этом давление в парубке последнего работающего не

должно превышать 7,4 МПа.

Подпорные насосы служат для отбора нефти из резервуарного парка и

подачи ее на вход основного насоса с необходимым напором.

Подпорные насосы монтируются в заглубленном варианте (ниже уровня

резервуарного парка), что обеспечивает их заполнение нефтью. На приемном

патрубке подпорного насоса устанавливается фильтр. Насосы соединяются па-

раллельно, поэтому на выходных патрубках устанавливаются обратные клапа-

ны. В качестве подпорных насосов используются центробежные насосы

вертикального и горизонтального исполнения. Для обеспечения большей про-

тивокавитационной устойчивости подпорных в их конструкции на входе рабо-

чего колеса предусмотрены колеса шнекового типа. Частота вращения ротора

составляет 1000-1500 об/мин. При использование насосов типа НПВ( нефтяной,

подпорный вертикальный). Данные насосы являются одноступенчатыми, спи-

ральными, вертикальными.

Вопросы для самоконтроля

1. Определение насоса и насосного агрегата.

2. Какие насосы относятся к группе динамических?

3. Какие насосы входят в группу объемных?

4. Основные формулы характеризующие насос.

5. Кавитационный запас насоса.

6. Геометрическая высота высасывания.

7. Коэффициент быстроходности.

8. Как подразделяются лопастные насосы?

9. Принцип работы центробежных насосов.

2.3 Основное технологическое оборудование промежуточной НПС

Промежуточная нефтеперекачивающая станция (11Ш1С) предназна-

чена для сообщения перекачиваемой нефти энергии, которая впоследствии рас-

ходуется на преодоление потоком гидравлического сопротивления

трубопровода.

В состав промежуточной НПС (рис. 17) входит следующее технологиче-

ское оборудование:

Рис. 17. Технологическая схема промежуточной НПС

I - УПС НПС; II - площадка фильтров - грязеуловителей; III - система сглаживания

ударной волны; IV - емкости (РВС 400) для сброса энергии ударной волны;

V - насосные агрегаты и площадки агрегатных задвижек; VI - площадка

регулирующих заслонок

1. Узел подключения НПС

Для выполнения операций запасовки в камеру запуска и пуска средств

очистки и диагностики (СОД) в трубопровод, а также для приема и извлечения

из камеры СОД монтируются специальные технологические площадки. Кроме

этого технологические площадки обеспечивают подключение НПС к нефтепро-

воду. Эти площадки носят название узел подключения станции к магистрально-

му нефтепроводу (УПС).

Все задвижки узла подключения станции можно разбить на 4 группы.

1-ая группа: задвижки, обеспечивающие подключение НПС к нефтепро-

воду или отключения НПС от нефтепровода. При аварии на НПС они автома-

тически закрываются, поэтому называются секущими;

2-ая группа: задвижки, обеспечивающие транзит нефти через УПС при

закрытых секущих задвижках;

3-я группа: задвижки, обеспечивающие запасовку и пуск СОД;

4-ая группа: задвижки, обеспечивающие пуск СОД и его извлечение из

трубопровода.

Операции по приему, пуску и пропуску СОД проводятся строго по инст-

рукции, разработанной для каждой площадки.

2. Площадка фильтров-грязеуловителей

Фильтр-грязеуловитель предназначен для очистки нефти от относительно

крупных механических включений перед подачей жидкости на вход насосных

агрегатов НПС. Состояние фильтров при их эксплуатации контролируется с

помощью манометров до и после фильтра. Точное измерение перепада давле-

ния в фильтрах производится с помощью датчика перепада давления. При пе-

репаде давления на 0,05 МПа производят чистку фильтра. Если перепад

давления составляет менее 0,02 МПа, это свидетельствует о повреждении

фильтрующего элемента.

3. Блок гашения ударной волны (БГУВ) типа «Аркрон»

Система сглаживания волн давления предусматривается для промежу-

точных магистральных трубопроводов диаметром 720 мм и более. БГУВ (рис.

18) предназначен для защиты трубопровода от гидравлического удара. Сглажи-

вание происходит за счет сброса энергии части нефти в безнапорную емкость.

Гидравлический удар возникает из-за резкого увеличения гидравлического со-

противления, вызванного остановкой агрегата или НПС. Ударная волна распро-

страняется навстречу движению нефти, при этом стенки трубопровода и

оборудования испытывают импульсные воздействия повышения давления, что

может привести к прорыву. При остановке НПС-2 открываются клапаны БГУВ,

находящиеся на этой же НПС, происходит сброс энергии ударной волны в ем-

кость. В результате этого происходит медленный рост давления в трубопрово-

де, т. е. БГУВ ограничивает скорость нарастания давления в трубопроводе.

Время открытия клапанов, а, следовательно, и скорость нарастания давления

определяется настройкой БГУВ.

РИС. 18. Эпюры давления НПС

4. Емкость для сброса энергии ударной волны

В качестве емкости могут быть использованы РВС-400, манифольд (ем-

кость, сваренная из труб), горизонтальные емкости подземной установки объе-

мом по 100 м

. Общий объем зависит от диаметра нефтепровода.

Для нефтепроводов диаметром 1220 мм - не мене 500 м

;

1020 мм - не менее 400 м

;

820 мм - не менее 200 м

5. Насосные агрегаты и площадки агрегатных задвижек

Насосный агрегат (насос и привод) - основное оборудование на НПС. На

современных НПС агрегаты состоят из центробежных насосов типа НМ (неф-

тяной, магистральный) и электродвигателей типа СТД (синхронный трехфаз-

ный двигатель). Насос подключается к трубопроводу через приемную и

выкидную задвижки, между задвижками устанавливается обратный клапан,

обеспечивающий проток нефти при закрытых задвижках.

Соединение насосов между собой может быть последовательное

(рис. 19) и параллельно-последовательное (рис. 20-21). Q-H характеристика

нефтепровода и насосов, работающих последовательно и параллельно приве-

дена на рис. 22.

При последовательном соединении насосов увеличивается напор и произ-

водительность. При параллельном режиме работы производительность увели-

чивается (если включены параллельно два нефтепровода), напор остается без

изменений, т. е. параллельный режим работы насосных агрегатов используется

при работе НПС на два параллельных нефтепровода.