1.8 Помпаж в насосах

В некоторых случаях работа насоса является неустойчивой: подача резко изменяется от наибольшего значения до нуля, напор колеблется в значительных пределах, наблюдаются гидравлические удары, шум и сотрясения всей машины и трубопроводов. Это явление называется помпажем. Помпаж происходит у насосов, имеющих кривую напоров H=f(Q) с западающей левой ветвью (рис. 5), т.е. кривую напоров, имеющих максимум при Q > 0. Такую характеристику имеют обычно тихоходные насосы.

Рассмотрим неустойчивую работу насоса по схеме, изображенной на рис. 5 . Насос 1 подает жидкость по трубопроводу 3 в резервуар 5, откуда она поступает по трубе 4 к потребителю. Пусть в начальный момент резервуар заполнен жидкостью до уровня а. При этом насос работает в режиме, определяемом точкой А. Если расход жидкости, отводимый к потребителю, меньше подачи насоса Q_А, то уровень жидкости в резервуаре повышается, характеристика установки смещается вверх и подача насоса в соответствии с кривой напоров H=f(Q) уменьшается до тех пор, пока рабочая точка не займет положение М. Если при этом подача насоса превышает расход, который сбрасывается из резервуара 5 по трубе 4, то уровень в резервуаре повысится еще больше и характеристика установки пройдет выше характеристики насоса. При этом потребный напор станет больше напора насоса, в результате чего произойдет срыв подачи. Под действием обратного тока жидкости обратный клапан 2 закроется. Насос будет работать при подаче Q = 0 и напоре H₀. Из–за отсутствия притока жидкости в резервуар 5 уровень жидкости в нем будет понижаться (жидкость продолжает вытекать из резервуара 5 по трубе 4). После того как уровень понизится до высоты, соответствующей напору H₀, насос снова вступит в работу. Подача резко, скачкообразно возрастет до Q_В, соответствующей рабочей точке B. Уровень в резервуаре опять начнет постепенно подниматься, и явление повторится.

Срыв подачи насоса и переход его на холостой режим работы могут произойти и при неизменной характеристике установки (уровень в резервуаре 5 постоянен), если характеристика установки пересекает характеристику насоса в двух точках (точки C и D характеристики). Это может возникнуть при снижении частоты вращения (например, из – за временные падения напряжения электросети, питающей двигатель). При этом характеристика насоса понизится и произойдет срыв подачи до нуля. При последующем повышении частоты вращения насос будет продолжать работать при холостом режиме (Q = 0), так как напор, создаваемый им при Q=0, меньше статистического напора установки. По этой же причине помпаж может возникнуть при параллельной работе насосов, если напор при нулевой подаче одного из насосов меньше напора второго насоса при его одиночной работе на сеть (например, если на рис. 5 H_0I <H_D). В этом случае временное снижение частоты вращения насосов может привести к срыву подачи первого насоса до нуля.

Рисунок 5 – К определению зоны неустойчивой работы насоса

Покажем, что насос не может работать в режимах, расположенных левее точки М касания характеристики насоса и насосной установки (см. рис. 5). Пусть режим работы насоса отклонится от режима, характеризуемого точкой D, в сторону больших подач (точка E). При этом потребный напор меньше напора H_E, сообщаемого жидкости насосом. В жидкости имеется избыток энергии, который ведет к приращению ее кинетической энергии. При этом скорость жидкости увеличивается до тех пор, пока расход не достигнет значения, соответствующего режимной точке C. При отклонении режима насоса от режима, характеризуемого точкой D, в сторону меньших подач потребный напор больше напора насоса. Недостаток энергии в жидкости приведет к ее замедлению и, следовательно, к падению подачи до нуля. Таким образом, при отклонении режима работы насоса от равновесного режима (точка D) он не возвращается в первоначальное положение. Следовательно, режимы работы насоса, лежащие левее точки M, неустойчивы. Таким же способом можно показать, что режимы, расположенные правее точки M, являются устойчивыми и насос в них может работать. Режимы, расположенные между точками M и B, опасны в связи с возможностью возникновения помпажа, так как при этих режимах характеристика установки пересекает характеристику насоса в двух точках, поэтому границей устойчивых режимов является точка B, а не точка M.

Характеристики насосов, не имеющих неустойчивой области, называют стабильными. Насосы, применяемые для подачи жидкости при переменных режимах, должны иметь стабильные характеристики.

1.9 КИП и А

Система автоматизации насосного агрегата должна обеспечивать выполнение правильной последовательности включения отдельных узлов магистрального насосного агрегата (задвижек, электродвигателя, вспомогательных систем, средств защиты), а также соблюдение условий, требующихся при пуске этих узлов. Во время работы агрегата система автоматизации должна контролировать исправность агрегата и обеспечивающих его систем. При неисправности каких–либо узлов агрегата должно осуществляться защитное отключение агрегата с соблюдением последовательности операций по остановке агрегата.

Системы автоматизации насосных агрегатов схемно и конструктивно выполняются индивидуально для каждого агрегата, чтобы обеспечить независимость работы агрегата, ремонтоспособность оборудования. Схемы автоматизации агрегатов должны учитывать конструктивные особенности отдельных узлов агрегата, требования заводов–изготовителей по обеспечению безаварийной работы оборудования, наличие встроенных датчиков и средств контроля.

1 – камера утечек насоса; 2 – линия сброса утечек; 3 – коллектор сбора утечек; 4 – калиброванное отверстие; 5 – переливная труба; 6 – сигнализатор утечек; 7 – колокол

Рисунок 6 – Схема контроля утечек из насосного агрегата

Если электродвигатель не имеет взрывозащищенного исполнения, он размещается в обычном помещении, отделенном от помещения насосов капитальной разделительной стенкой. Электродвигатель соединяется с насосом промежуточным соединительным валом или коротким, проходящим через уплотнительную воздушную камеру с подпором воздуха (беспромвальная установка). При раздельной установке насоса и двигателя масло для смазки подшипников подводится по отдельным маслопроводам, в каждом из которых требуется контролировать давление масла. Но в этом случае отпадает необходимость в осуществлении продувки и контроле подпора воздуха в корпусе электродвигателя. Контроль температуры выполняется с использованием термометров сопротивления, устанавливаемых в точках контроля. При повышении температуры изменение сопротивления термометра фиксируется вторичной аппаратурой, подающей аварийный сигнал. Контроль исправности торцовых уплотнений насосов выполняется с помощью специального устройства контроля утечек. Утечки из уплотнений насоса поступают в специальный бачок с калиброванным отверстием. Если утечки не превышают нормы, они проходят через калиброванное отверстие, в случае превышения — уровень жидкости над отверстием поднимается, сжимая находящийся над жидкостью воздух в колоколе. Это повышение давления фиксируется датчиком давления ДН–100, соединенным с воздушным пространством (рис. 6). [9.58]

1. Средства автоматизации НПС должны обеспечивать:

– централизованный контроль и управление технологическим процессом (в нормальном и аварийном режимах) из операторной, МДП или РДП;

– автоматическую защиту и управление насосной, вспомогательными системами, пожаротушением.

2. Все насосные станции должны быть оснащены общестанционными и агрегатными защитами.

3. Агрегатные защиты должны отключать насосный агрегат по параметрам:

– минимальное давление масла;

– максимальная температура подшипников агрегата и корпуса насоса;

– повышенная утечка нефти через уплотнения;

– минимальное избыточное давление в корпусе электродвигателя;

– максимальная вибрация;

– максимальная нагрузка на электродвигатель;

– при выходе из строя цепей управления и защит электродвигателя.

4. Общестанционные защиты должны останавливать НПС по параметрам:

– минимальное давление на приеме НПС или насосных агрегатов;

– максимальное давление в коллекторе НПС (до регулятора давления);

– максимальное давление на выходе НПС (после регулятора давления);

– максимальный перепад на регуляторе давления;

– минимальное давление в системе маслоснабжения;

– при затоплении;

– при достижении аварийного уровня нефти в резервуаре–сборнике утечек;

– при пожаре;

– при превышении допустимого уровня загазованности.

5. Срабатывание предупредительных и аварийных защит должно сопровождаться звуковой и световой сигнализацией в операторной и МДП.

6. Защиты по пожару, аварийной загазованности, затоплению наряду с отключением магистральных агрегатов должны закрывать задвижки подключения НПС к магистрали. В помещении, где возник пожар, должны быть отключены все системы вентиляции. Согласно СНиП 2.04.05 при срабатывании газосигнализаторов в помещении должна автоматически включаться аварийная вентиляция.

7. При срабатывании защит по минимальному давлению на приеме и максимальному давлению на выходе НПС и в коллекторе должен отключаться первый из работающих агрегатов по потоку нефти.

8. Параметры технологического режима работы НПС должны регистрироваться в соответствующих картах и журналах. Корректировка режимов и установок технологических защит проводится при изменении условий эксплуатации, замене или модернизации оборудования.

9. Комплексная проверка технологических защит НПС должна проводиться ежеквартально с оформлением соответствующих протоколов.

10. Утвержденные карты установок технологических защит НПС должны находиться у оперативного персонала и диспетчера ОАО МН и его филиалов.

11. При отказе автоматики НПС должна отключаться дистанционно дежурным персоналом аварийной кнопкой "Стоп", установленной в доступном и безопасном месте на расстоянии не ближе 6 м от здания насосной.

12. Средства телемеханизации предназначены для обеспечения дистанционного управления технологическим оборудованием НПС и линейной части МН.

13. При отсутствии системы телемеханики или ее отказе все изменения технологического процесса перекачки нефти должны незамедлительно передаваться диспетчеру РДП или ТДП оператором МДП (НПС) средствами технологической связи.

14. При всех нарушениях в работе систем телемеханизации диспетчер РДП должен переводить средства автоматики на местное управление, ставить в известность службу, осуществляющую их ремонт.

15. Приемка средств автоматизации и телемеханизации в эксплуатацию осуществляется в соответствии с требованиями, изложенными в Главе 2 настоящих Правил.

16. Для эксплуатации средств автоматизации и телемеханизации на всех уровнях управления создаются подразделения (службы), организационная структура и состав которых должны определяться нормативной документацией по созданию и развитию ЕАСУ.

17. Для обеспечения работоспособности средств автоматизации и телемеханизации в ОАО МН и его филиалах работники подразделений (служб) должны обеспечивать:

– технический надзор за эксплуатацией, выбором и применением измерительных приборов и вычислительной техники, находящихся в ведении подразделений ОАО МН и его филиалов;

– контроль правильности установки (монтажа) средств автоматизации, телемеханизации, вычислительной техники и контрольно–измерительных приборов;

– расследование причин отказов, повреждений и разработку мероприятий по повышению надежности средств автоматизации и телемеханизации;

– внедрение новых образцов;

– ведение технической документации.

18. Работники подразделений (служб), занимающиеся эксплуатацией средств автоматизации и телемеханизации, должны руководствоваться:

– Правилами эксплуатации электроустановок потребителем;

– Правилами устройства электроустановок;

– Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей;

– Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности (РД 08–200–98);

– ПР 50.2.006–94. ГСИ. Порядок средств измерений. Организация и порядок проведения. ВНИИМС Госстандарта РФ, 1994.;

– ПР 50.2.016–94. ГСИ Требования к выполнению калибровочных работ;

– нормативной документацией по автоматизации и телемеханизации магистральных нефтепроводов, по техническому обслуживанию и ремонту средств автоматики, телемеханики и КИП на магистральных нефтепроводах и настоящими Правилами.

19. Эксплуатация средств автоматизации, телемеханизации и контрольно–измерительных приборов должна включать в себя техническое обслуживание, ремонт средств и ведение технической документации.

20. Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и контрольно – измерительных приборов включает периодический контроль исправности средств и устранение выявленных неисправностей, регулярные технические осмотры и проверки технических средств и документальное оформление выполненных работ.

21. Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и контрольно – измерительных приборов должно проводиться в соответствии с:

– техническим описанием;

– инструкцией по эксплуатации;

– инструкцией по техническому обслуживанию;

– паспортом;

– нормативной документацией.

22. Оснащенность сервисными приборами, инструментами, оснасткой должна быть достаточной для проведения технического обслуживания и ремонта средств автоматизации, телемеханизации и контрольно – измерительных приборов.

23. Техническое обслуживание средств автоматизации, телемеханизации и контрольно – измерительных приборов должно проводиться согласно графику.

24. При эксплуатации взрывозащищенной аппаратуры автоматики и КИП должны выполняться требования, предусмотренные ГОСТ 22782.0, Правилами устройства электроустановок, Правилами эксплуатации электроустановок потребителей.

Аппаратура должна подвергаться наружному осмотру не реже одного раза в квартал.

Запрещается эксплуатация аппаратуры, не имеющей маркировки по взрывозащите.

25. Ведение технической документации по эксплуатации средств автоматизации и телемеханизации должно проводиться по единым образцам, предусмотренным нормативными документами.

26. Техническое обслуживание средств станционной и линейной телемеханики должно проводиться, как правило, выездными бригадами подразделений (служб), работники которых обязаны:

– контролировать и анализировать техническое состояние и работу средств по записям дежурных диспетчеров о повреждениях (неисправностях);

– принимать меры для выявления неисправностей и их устранения;

– ежеквартально проводить проверку работоспособности линейных телемеханизированных задвижек из РДП.

27. Разграничение функций между службой ЕАСУ и другими техническими службами устанавливается руководством ОАО МН. [1]