1.5 Магистральные насосы, применяемые на нпс

Магистральные центробежные насосы – мощные энергоемкие машины, поэто­му эффективная экономичная эксплуатация их – весьма важная задача обслужива­ющего персонала. Необходимо также поддерживать высокую надежность этих машин, что значительно снижает расходы на ремонт и эксплуатацию.

Основным оборудованием НПС являются магистральные основные НА типа НМ номинальной подачей от 1250 до 10 000 м3/ч (ГОСТ 12184–87) с электродви­гателями типа СТД, СТДП, АЗП, АЗМВ и подпорные НА типа НПВ и НМП. На долю насосов типа НМ приходится около 65 % основных агрегатов, подпорных типа НПВ и НМП – около 55 %. Эти насосы разработаны свыше 30 лет тому назад. Остальную часть насосов составляют насосы более устаревших типов с худшими показателями надежности и значениями коэффициента полезного дей­ствия (КПД).

Насосные агрегаты типа НМ по коэффициенту полезного действия и основ­ным техническим характеристикам соответствуют лучшим зарубежным образцам и имеют при номинальной подаче максимально возможный КПД (от 83 до 89 % в зависимости от типоразмера). Фактические же показатели отличаются от паспорт­ных в худшую сторону вследствие несоответствия качества их изготовления уста­новленной документации и нарушения технологии ремонта. Недостаточна надеж­ность отдельных узлов и деталей НА в целом.

Применительно к основным насосам около 30 % всех отказов падают на тор­цо­вые уплотнения валов, 15 % – на подшипники, 9 % – на маслосистему. По вине обслуживающего персонала имеет место до 12 % всех отказов. Повышенная виб­рация вызывает от 4 до 10 % отказов, и так объясняется различной оснащенно­стью НПС виброконтрольной аппаратурой. Анализ причин отказов показывает, что приведенные данные не отражают в достаточной мере надежность элементов насосных агрегатов и не позволяют разработать эффективные меры по снижению отказов.

Насосом называется гидравлическая машина, в которой подводимая извне энергия (механическая, электрическая) преобразуется в энергию потока жидкости.

Насосным агрегатом называют насос, двигатель и устройство для передачи мощности от двигателя к насосу, собранные в единый узел.

В основу классификации по принципу действия положены различия между насосами в механизме передачи подводимой извне энергии потоку жидкости, протекающей через них. По принципу действия насосы можно условно разделить на две группы: динамические и объемные.

В динамических насосах жидкость приобретает энергию в результате силового воздействия на нее рабочего органа в рабочей камере. К этой группе относят следующие насосы:

– лопастные (центробежные, диагональные и осевые), в которых постоянное силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывают обтекаемые ею лопасти вращающегося рабочего колеса;

– вихревые, в которых постоянное силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывают вихри, срывающиеся с канавок вращающегося рабочего колеса;

– струйные, в которых постоянное силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывает подводимая извне струя жидкости, пара или газа, обладающая высокой кинетической энергией;

– вибрационные, в которых силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывает клапан–поршень, совершающий высокочастотное возвратно–поступательное движение.

В объемных насосах жидкость приобретает энергию в результате воздействия на нее рабочего органа, периодически изменяющего объем рабочей камеры.

К этой группе относят:

– поршневые и плунжерные, в которых периодическое силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывают поршень или плунжер (длина его цилиндрической части много больше его диаметра), совершающие возвратно–поступательное движение в рабочей камере;

– роторные, в которых периодическое силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывают поверхности шестерен или винтовых канавок, расположенных на периферии вращающегося ротора.

Общие технические условия на насосы для трубопроводов регламентируются ГОСТ 12124 — 80. Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. В нем определены параметры, размеры и технические требования к основным и подпорным насосам. К основным насосам относят 13 типов насосов, а с учетом сменных роторов — 27 (табл.1). Насосы в таблице размещены в порядке возрастания подачи от 125 до 10000 м³/ч. Наибольшую подачу обеспечивает насос НМ 10000–210, расшифровка обозначения которого читается так: "Насос магистральный с подачей 10000 м³/ч и напором 210 м".

Насосы с подачей до 1250 м³/ч — секционные, многоступенчатые; с подачей более 1250 м³/ч — одноступенчатые, спиральные, двустороннего входа, имеющие от одного до трех сменных роторов на подачи 0,5Q₀, 0,7Q₀, 1,25Q₀ (Q₀ — номинальная подача насоса).

Все насосы нормального ряда, имеющие единую частоту вращения 3000 об/мин, изготавливают в горизонтальном исполнении; при разборке их не требуется отсоединения входного и выходного патрубков.

Проектирование насосов на максимально возможную частоту вращения (3000 об/мин) для электродвигателей, работающих на токе частотой 50 Гц, обусловлено тем, что при дальнейшем увеличении частоты вращения вала возрастает скорость входа жидкости в насос, что приводит к возникновению кавитации.

Технические требования к насосам магистральных трубопроводов регламентированы Государственными стандартами, в соответствии с которыми насосы можно использовать для перекачки нефти и нефтепродуктов с температурой – 5 ÷ + 80 °С, кинематической вязкостью не выше 3 * 10^–4 м²/с, с содержанием механических примесей по объему не более 0,05 % и размером не более 0,2 мм.

В данном дипломном проекте рассматривается магистральный насос НМ –1800 – 240. Так как данный насос имеет подачу более 1250 м³/ч — он является одноступенчатый, спиральный насос, двустороннего входа, имеющие от одного до трех сменных роторов.

Спиральные насосы типа НМ – центробежные горизонтальные с двусторонним подводом жидкости к рабочему колесу и двухзавитковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса.

Входной и напорный патрубки насоса направлены в противоположные стороны и присоединяются к технологическим трубопроводам сваркой.

Корпуса насосов рассчитаны на предельное рабочее давление 7,4 МПа, а концевые уплотнения ротора – механические, торцового типа – на давление 4,9 МПа.

Для передачи вращения от ротора электродвигателя к насосу применяются зубчатые муфты

С целью повышения экономичности работы насосов в условиях длительной эксплуатации на пониженных подачах в насосах НМ 2500–230, НМ 3600–230, НМ 5000–210, НМ 7000–210 и НМ 10000 210 применяются сменные роторы с рабочими колесами на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной. Насос НМ 1250–260 комплектуется одним сменным ротором на подачу 0,7 от номинальной, а область применения насоса НМ 10000 – 210 расширена за счет применения сменного ротора на подачу 1,25 от номинальной.

В качестве привода насосов используются электродвигатели взрывозащищенного исполнения серий СТДП (синхронный продуваемый с замкнутым циклом вентиляции), 2АРМП (синхронный продуваемый с разомкнутым циклом вентиляции) и 2A3MB1 (асинхронный во взрывонепроницаемой оболочке). По согласованию с заказчиком насосы могут быть поставлены с синхронными электродвигателями серии СТД обычного общепромышленного назначения (без продувки). В этом случае их устанавливают в отдельном от насосного зала помещении, защищенном от проникновения паров нефти и нефтепродуктов.

1.6 Регулирование режимов работы МТ

Наличие на промежуточных станциях резервуарных емкостей и схема их подключения к трубопроводу определяют способ перекачки.

При постанционной перекачке насосы головной или промежуточной станции закачивают нефть в емкость последующей станции, на которой откачка жидкости ведется из другого резервуара. Для осуществления такого способа перекачки на каждой промежуточной станции должно быть не менее двух резервуаров. Этот способ позволяет точно учитывать количество перекачиваемой по трубопроводу нефти. Подстанционную перекачку применяют при пуске нефтепровода, так как она позволяет частично освободить нефть от воды и механических примесей. В резервуаре, но сравнению с трубопроводом скорость жидкости значительно снижается и содержащиеся в ней примеси оседают. Перекачку через резервуар используют также для удаления из трубопровода воздуха, попавшего при врезках, ремонте или в результате повреждения трубопровода, а также при выявлении пропускной способности отдельных его перегонов.

Основные недостатки постанционной перекачки — потери легких фракций нефти от испарения в резервуарах при больших «дыханиях» и необходимость установки на всех станциях подпорных насосов.

При перекачке с подключенным резервуаром жидкость с предыдущей станции поступает непосредственно на насосы последующей. Параллельно подключенный к трубопроводу резервуар служит буфером, сглаживающим несогласованность в работе соседних станций. Если поступление жидкости на станции превышает откачку, излишки поступают в резервуар, в противном случае недостаток нефти компенсируется из резервуара.

При перекачке с подключенным резервуаром трубопровод продолжает работать даже в случае повреждения одного из его перегонов — остальные перегоны работают за счет нефти из емкостей промежуточных насосных станций. В результате ритмичность работы нефтепромыслов и нефтеперерабатывающих заводов не нарушается.

При последовательной перекачке разносортных нефтепродуктов этот способ дает возможность увеличить пропускную способность трубопровода, так как позволяет избежать дросселирования потока на станции, ведущей перекачку маловязкого нефте продукта, и использовать накопленный объем в период смены высоковязкой партии нефтепродукта маловязким на последующем перегоне.

По сравнению с постанционным способом перекачка с подключенным резервуаром сопровождается меньшими потерями нефтепродуктов от испарения.

При перекачке из насоса в насос жидкость с предыдущей станции поступает непосредственно в насос последующей. Этот способ применяют при перекачке нефти центробежными насосами, он позволяет использовать подпор предыдущей насосной станции на приеме насосов последующей и тем самым исключить установку подпорных насосов.

Технологические трубопроводы головной перекачивающей станции и обвязка насосных агрегатов обеспечивают прямую и обратную перекачку нефти.

Обвязка резервуарного парка выполнена так, что нефть с промыслов может быть принята в любую емкость резервуарного парка и взята для перекачки на последующую станцию из любой емкости.

Соединение насосов через общий коллектор с разделительными обратными клапанами позволяет производить запуск и остановку любого насоса без прекращения работы остальных агрегатов, а также осуществлять ступенчатое регулирование подачи насосных станций путем изменения числа работающих насосов.

На промежуточной насосной станции перекачиваемая жидкость, пройдя устройство приема и пуска скребка, фильтры, колодец с диафрагмой, магистральные насосы и помещение с регулирующими клапанами, направляется по магистральному трубопроводу к последующей станции. Технологические трубопроводы промежуточной перекачивающей станции обеспечивают прямую и обратную перекачку, а также перекачку, минуя данную станцию.

Магистральные нефтепродуктопроводы большой протяженности разделены на участки с самостоятельными перекачивающими станциями, имеющими собственные резервуарные емкости. Режим работ каждого участка можно рассматривать отдельно от работы соседних участков. Участки нефтепродуктопровода с промежуточными станциями, работающими по системе из насоса в насос, отличаются жесткостью режима и заниженной устойчивостью, так как даже сравнительно небольшие возмущения (изменения давлений) нарушают работу всех станций участка вплоть до полной их остановки. Особенно ярко неустойчивость проявляется на тех участках, где (для обеспечения максимальной пропускной способности трубопровода) давления достигают предельных значений.

Основная причина снижения устойчивости работы участков нефтепровода характеризуется особенностью характеристики II — Q. При малых значениях подачи насоса характеристика пологая, почти горизонтальная, и станция обладает способностью гасить возмущения, ибо при значительных изменениях расхода в трубопроводе давление изменяется незначительно. В этом случае режимы работы устойчивы даже при небольшой разности между рабочим и предельно допустимым давлениями. Такие режимы характерны для первых этапов развития нефтепровода, когда на участке работает только часть промежуточных станций.

Ори увеличении числа насосных станций подача приближается к номинальной, и крутизна характеристики значительна. В пределах рабочей точки малому изменению подачи соответствует значительное (сравнительно) изменение давления, что способствует увеличению возмущений на станции. На коротких участках с большой пропускной способностью заметно сказывается явление динамического изменения давления (гидравлический удар).

При отключении одной из промежуточных станций давление в трубопроводе повышается. Повышение давления распространяется до предыдущей насосной станции, где оно суммируется с развиваемым станцией давлением. При этом оно может превысить максимально допустимые значения, что приведет к разрыву трубы. Остановка насосного агрегата на ремонт и пуск резервного насоса, пуск новой станции, изменение положения рабочих органов задвижек или регулирующих клапанов также вызывают возмущения.

Подключение подкачки или сброса на каком–либо участке трубопровода приводит к изменению режима его работы и, следовательно, к изменению напоров и подпоров на станциях. Наконец, в момент смены жидкости при последовательной перекачке разносортных нефтепродуктов происходит изменение режима. При этом подача и напор изменяются на 10—15%.

Очевидно, при повышении устойчивости режима работы участков увеличивается пропускная способность всего нефтепровода. Самым общим мероприятием, дающим эффект в любом случае, является увеличение надежности оборудования. Применение быстродействующих регуляторов давления с использованием системы телерегулирования позволяет повысить устойчивость участка, так как возмущения, возникающие на одной из станций, но передаются на концы участка. [11.56]