1. Оборудование нпс

2.1 Основная насосная станция

2.1.1 Насосно – силовые агрегаты

Основным насосом, применяемым и на головных и на промежуточных НПС, является центробежный насос типа НМ. При этом избыточное давление на входе в насос, необходимое для нормальной работы, на ГНПС создается подпорными насосами, а на ПНПС – предыдущей перекачивающей станцией.

ГОСТ 12124 – 87 определяет основные параметры 11 типов насосов НМ, а с учетом сменных рабочих колес – 20 типов (рис. 2.1).

Рис. 2.1 Нормальный ряд насосов типа НМ

Подача насосов изменяется от 125 до 12500 м³/ч, а напор – соответственно от 550 до 210 м. Эти параметры входят в маркировку насоса.

Например, насос магистральный НМ 10000 – 210 обеспечивает подачу 10000 м³/ч и напор 210 м.

Насосы с подачей 125 ÷ 710 м³/ч – секционные многоступенчатые с колесами одностороннего входа (рис. 2.2). Максимально допустимое рабочее давление для конструкций этих насосов – 9,9 МПа. Поэтому насосы с подачей 125, 180, 250 и 360 м³/ч соединяют последовательно в количестве двух рабочих и одном резервном.

Рис. 2.2 Общий вид насоса центробежного секционного:

1 - вал; 2, 23, 24 – подшипник; 3 – шпилька стяжная; 4, 31 – гайка; 5 – шайба; 6 – рым – болт; 7 – крышка входная; 8 – проставка; 9, 10 – секция; 11 – штифт; 12 – аппарат направляющий; 13 – кожух; 14 – трубка разгрузки; 15 – патрубок; 16, 18, 33 – кольцо резиновое; 17 – секция последней ступени; 19 – крышка напорная; 20, 32 – кольцо гидропряты; 21 – корпус уплотнения; 22 – уплотнение торцевое; 25 – вентилятор; 26 – вкладыш; 27 – указатель осевого сдвига ИП – 17; 28 – кронштейн; 29 – баббит; 30 – коллектор; 34 – аппарат направляющий последней ступени; 35 – задвижка.

В качестве привода секционных насосов используют в основном электродвигатели типа 2АРМП1 или 2АЗМП1 (асинхронные, продуваемые с разомкнутым или замкнутым циклом вентиляции). Допускается применение электродвигателей серии ВАО и 2АЗМВ1 («В» - взрывонепроницаемая оболочка).

Насос с подачей 1250 м³/ч и более – одноступенчатые, спиральные, с колесами двухстороннего входа (рис. 2.3).

Рис. 2.3. Разрез насоса типа НМ:

1,3 — нижняя и верхняя части корпуса; 2 — вал; 4, 5 — втулки; б — рабо­чее колесо; 7 — уплотня­ющие кольца; 8 — под­шипники скольжения; 9 — радиально-упорный сдвоенный шарикопод­шипник; 10 — уплотне­ние торцевого типа

Насос с подачей 1250 м³/ч имеет сменное рабочее колесо на подачу 0,7 от номинальной с основным колесом Q_ОН, насосы с подачей 2500, 3600, 5000, 7000 и 10000 м³/ч имеют колеса на подачу 0,5 и 0,7 Q_О.Н., а насос на подачу 10000 м³/ч имеет еще и колесо на подачу 1,25 Q_ОН. Максимально допустимое давление для этих насосов – 7,4 МПа и они соединяются последовательно в количестве трех рабочих и одном резервном. Одноступенчатые насосы приводятся в действие электродвигателями серии СТДП (синхронные, продуваемые, с замкнутым циклом вентиляции, взрывозащищенного исполнения). Синхронные электродвигатели дороже асинхронных, но обладают лучшими показателями устойчивости по сравнению с асинхронными при случающихся падениях напряжения сети и имеют лучшие электрические характеристики. Допускается применение электродвигателей серии 2АЗМП, 2АРМП, 2АЗМВ1 и СТД (без продувки).

0. 2.1.2 Выбор насосно – силовых агрегатов.

Выбор НСА производится по следующим исходным данным:

1. производительность нефтепровода G в млн·тн/год;

2. длина нефтепровода L;

3. расчетная температура перекачки t;

4. расчетные плотность ρ, вязкость ν и давление насыщенных паров P_S перекачиваемой нефти.

За расчетную температуру перекачки принимается минимальная температура окружающей магистральный нефтепровод среды с поправкой на начальную температуру нефти, тепловыделение в трубопроводе, обусловленное трением потока, и теплопередачу тепла в окружающую среду. Для заглубенных трубопроводов это минимальная температура грунта на глубине заложения трубопровода.

Плотность и вязкость нефти зависят от температуры: при повышении температуры они уменьшаются, а при понижении – увеличиваются. Плотность при температуре перекачки t в ⁰С определяется по формуле

где ρ₂₀ – плотность нефти при t = 20⁰C,

ξ – коэффициент объемного расширения.

Вязкость нефтей различных месторождений значительно отличается и в справочной литературе приводятся, как правило, значения кинематической вязкости нефти определенного состава при температуре 20 и 50 ⁰С ν₂₀ и ν₅₀.

Расчетную вязкость можно вычислить, например, по формуле Рейнольдса – Филонова:

где ν₀ – вязкость при температуре t₀ = 20 или 50 ⁰С, а k – эмпирический коэффициент, равный

Давление насыщенных паров определяется экспериментально для каждой нефти и также зависит от температуры перекачки, однако для НПС МН можно принять Р_S = 500 мм рт.ст = 66650 Па.

По заданной производительности нефтепровода и по расчетной плотности нефти определяется расчетная и максимальная подача насосной станции соответственно

и ,

где N – количество рабочих дней нефтепровода в году, зависящее от его диаметра и длины (N = 345 ÷ 357 дней), а k_П – коэффициент резерва пропускной способности нефтепровода, определяемый в зависимости от его назначения и для МН равный 1,05 ÷ 1,1.

По найденным значениям Q и Q_max выбирается такой насос типа НМ с номинальной подачей Q_НОМ., чтобы выполнялись условия Q>0,8Q_НОМ и

Q_max<1,2Q_НОМ. В этом случае перекачка нефти будет производиться в рабочей зоне подач насоса, соответствующей max значениям его КПД.

При последовательном соединении магистральных насосов их количество n_Н на станции (2 или 3) выбирается в зависимости от напора Н_Н выбранного насоса. Зная напор в линии всасывания основной станции Н_П, создаваемый предшествующей НПС (для ПНПС) или подпорными насосами (для ГНПС), можно определить напор на выходе НПС:

где h_ВН = 15 м – внутристанционные потери на линии нагнетания.

Напор Н_П для ПНПС определяется при технологическом расчете эксплуатационного участка, на котором расположена эта станция, с учетом внутристанционных потерь на линии всасывания. Этот напор должен быть равен или больше требуемого напора станции Н, определяемого при гидравлическом расчете участка нефтепровода, по которому ведется перекачка нефти, т.е. Н_НС Н.

Если Н_НС = Н, то перекачка будет производится с заданной подачей Q. При Н_НС > Н для обеспечения требуемой подачи используется один из известных методов регулирования режимов работы насосной станции.

Если же Н_НС < Н, то необходимо увеличить число основных насосов или предусмотреть прокладку лупинга на данном участке нефтепровода для увеличения пропускной способности этого участка. Зная Н_НС, можно определить рабочее давление в трубопроводе которое должно быть меньше давления Р_раб, рекомендуемого для расчетной подачи Q.

Если Р_Т > P_раб, нужно принять напор одного или обоих насосов (основного и подпорного) по нижнему ротору ( , где D₂ – диаметр рабочего колеса насоса, найти величины Н_НС и Р_т для новых значений Н_Н и Н_П и снова сравнить Р_Т и Р_раб.

После выбора насоса Q, H, η и N пересчитываются в рабочей зоне подач 0,8 ÷ 1,2Q с воды на нефть для расчетной вязкости по методике ВНИИСПТ и строятся характеристики насоса Q – H, Q – η и Q – N. По разработанной во ВНИИСПТ методике пересчета кавитационного запаса на нефти пересчитывается также характеристика Δh_доп. – Q.

Правильность выбора насоса проверяется по всасывающей способности насоса и по условиям сохранения прочности корпуса насоса и трубопровода.

Всасывающая способность насоса определяется для максимальной подачи Q_max по формуле

где Н_S – допустимая высота всасывания насоса,

Р_а – атмосферное давление,

Δh_доп.н – допустимый кавитационный запас для нефти,

_ВХ – скорость потока во входном патрубке насоса.

Скорость υ_ВХ для секционного насоса вычисляется по формуле

где d_ВХ – диаметр входного патрубка, а для спирального -

При положительном значении Н_S насос обладает самовсасывающей способностью величиной Н_S, а при отрицательном значении насосу требуется подпор равный

где h_ВС = 10 м – внутристанционные потери на линии всасывания.

Подпор ΔH_доп. на ГНПС обеспечивается выбором подпорного насоса с напором Н_П ΔН_доп., а на ПНПС – правильный расстановкой станций на данном эксплуатационном участке нефтепровода, что устанавливается в результате технологического расчета этого участка. При этом напор, создаваемый предшествующей станцией на входе ПНПС, также должен быть больше или равен ΔH_доп.

У словия сохранения прочности корпуса насоса и трубопровода имеют соответственно вид:

и

где [P_H] – допустимое рабочее давление корпуса насоса;

[P_доп.] – допустимое рабочее давление в нефтепроводе.

Давление [P_H] для секционных и спиральных насосов типа НМ различно, а [P_доп.] вычисляется по формуле

где D_Н – наружный диаметр выбранной трубы;

δ – толщина стенки трубы;

n₁ – коэффициент надежности по нагрузке;

- расчетное сопротивление растяжения металла труб;

- нормативное сопротивление растяжению или сжатию металла труб, принимаемое равным ;

m – коэффициент условий работы трубопровода;

k₁ и k_Н – коэффициенты надежности соответственно по материалу и назначению трубопровода.

При этом можно принять: n₁ = 1,1 ÷ 1,15; m = 0,9; k₁ = 1,4 ÷ 1,47; k_Н = 1,0 ÷ 1,05; а значение принимается для марки стали, из которой изготовлена труба диаметром Д_Н и толщиной стенки δ.

Если условия сохранения прочности не выполняются, то для их обеспечения можно уменьшить n_Н, Н_Н, Н_П или увеличить h_ВН. Однако, с увеличением h_Н возрастает расход энергии на перекачку, а уменьшение n_Н приведет к недопустимому падению напора станции, поэтому практически возможно только уменьшение Н_Н и Н_П известными методами регулирования режимов работы центробежных насосов.

Электродвигатели для привода магистральных насосов поставляются в комплекте с насосами как единый насосно – силовой агрегат и в подборе электродвигателя нет необходимости. В этом случае требуется только сравнить требуемую мощность двигателя N_дв. и номинальную мощность комплектного двигателя N_ном. При этом

где k – коэффициент запаса мощности, равный 1,15 при N_ном < 500кВт т 1,1 при N_ном > 500 кВт;

η_д – КПД двигателя;

η_H – КПД насоса, соответствующий Q_max и пересчитанный на нефть.

При невыполнении условия N_дв N_ном необходимо выбрать двигатель с большей мощностью и с такой же частотой вращения ротора. Выбор двигателя с другой частотой потребует пересчета характеристик на новую частоту и повторной проверки правильности выбора насосов.

0. 2.1.3 Вспомогательное оборудование

Для обеспечения нормальной эксплуатации насосно – силовых агрегатов на основной насосной станции устанавливают следующее вспомогательное оборудование:

1. систему смазки и охлаждения подшипников;

2. систему сбора утечек от торцевых уплотнителей;

3. систему разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений;

4. средства контроля и защиты насосно – силовых агрегатов;

5. систему подготовки и подачи сжатого воздуха;

6. систему оборотного водоснабжения и охлаждения воды воздухом.

Система смазки подшипников (рис. 2.4) обеспечивает напорную подачу масла к подшипникам и его безнапорный возврат в маслобак.

Рис. 2.4. Система смазки подшипников перекачивающих агрегатов НПС

Из маслобака 2, для заполнения которого предусмотрен шестеренчатый насос 1, основной насос подает масло к подшипникам 6 через фильтр 4 и маслоохладитель 5. Фильтр имеет 2 одинаковых фильтрующих патрона с сетками, что позволяет заменять засоренный фильтр без остановки агрегата. Для охлаждения масла может использоваться система водяного или воздушного охлаждения. Недостатком водяной системы являются высокие требования по герметизации, а воздушной – худшие свойства воздуха, как теплоносителя по сравнению с водой. Температура масла на выходе из маслоохладителя должна быть 35 – 55⁰С.

Рис. 2.5. Система охлаждения подшипников перекачивающих агрегатов

Система охлаждения (рис. 2.5) предназначена для охлаждения уплотнений и подшипников основных насосов 1, промежуточного вала 2, воздуха в воздухоохладителе электродвигателя 3, масла в маслоохладителе 6 системы водяного охлаждения. Охлаждение осуществляется холодной водой, которая подается в охлаждаемые элементы оборудования водяными центробежными насосами 5, а затем охлаждается в градирнях 4. Расход воды выбирается таким, чтобы ее температура не превышала 30 ÷ 40⁰С.

При использовании надежных торцевых уплотнений центробежных насосов утечки нефти через концевые уплотнения вала насоса крайне незначительны. Основные утечки (до 40 м³/ч с одного насоса) происходят через систему разгрузки торцевых уплотнений насоса, поэтому для их сбора предусмотрена специальная система (рис. 2.6).

Рис. 2.6 Система сбора уте­чек

При этом утечки из линии разгрузки 2 насоса 1 поступают самотеком в резервуар утечек 5, из которого периодически подаются насосами 4 в линию всасывания 3 основных насосов. Для откачки утечек используются специальные центробежные, вертикальные, секционные насосы типов НОУ и НА.

Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений центробежных насосов предназначена для защиты уплотнений от перегрузок по давлению и высоких температур, обусловленных трением торцев вращающейся и невращающейся втулок, которые и создают надежную герметизацию выхода вала насоса из корпуса (материал пары трения – сталь по углеграфиту). Разгрузка и охлаждение уплотнений осуществляется за счет продавливания части перекачиваемой жидкости через каналы в теле уплотнения. При групповой схеме разгрузки и охлаждения жидкость из линии всасывания насоса подается в каналы, а затем поступает в резервуар сбора утечек или общий коллектор станции. В результате снижается объемный КПД насоса, так как перетоки нефти по линии разгрузки достигают 10 ÷ 50 м³/ч. При индивидуальной схеме создается принудительная циркуляция нефти за счет разности давлений в полостях нагнетания и всасывания насоса или в линии всасывания насоса и рабочего колеса (рис. 2.7).

Рис. 2.7 Индивидуальная система охлаждения торцевых уплотнений:

1 – отводная трубка; 2 – корпус всасывающего патрубка; 3 – клапан; 4 – байпас; 5 – торцевое уплотнение; 6 – уплотнение; 7 – полости всасывания колеса.

В первом случае расход циркулирующей нефти уменьшается до 2 ÷ 4 м³/ч и снижение КПД незначительно, а во втором – КПД вообще не изменяется, так как нет возвратного перетока нефти из области нагнетания в полость всасывания. В настоящее время применяется импеллерная схема, когда вместо обычных щелевых уплотнений устанавливается втулка с винтовой нарезкой вращающаяся вместе с валом и действующая как шнековый насос. Нефть при этом из полости всасывания поступает туда же в обратном направлении через каналы в уплотнении, поэтому КПД насоса не снижается.

Для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации основного и вспомогательного оборудования системой средств контроля и защиты насосного агрегата (рис. 2.8) контролируются следующие параметры:

1. давление и температура масла в системе смазки и потери давления на маслофильтрах;

2. температура корпуса насоса;

3. температура воздуха, входящего и выходящего из электродвигателя, и давление воздуха при продувке;

4. давление в камере торцевого уплотнения;

5. вибрация оборудования;

6. давление в линии всасывания и нагнетания насосов;

7. нагрузка электродвигателя;

8. число часов работы агрегата.

Рис. 2.8. Схема расположения точек измерения и автоматической защиты основного насосного агрегата

При отклонении рабочих параметров от нормы срабатывают средства сигнализации и блокировки как отдельных агрегатов, так и станции в целом.

Система подготовки и подачи сжатого воздуха предназначена для питания пневмоприводов контрольно – измерительных приборов и автоматики.

Система оборотного водоснабжения предназначена для подачи воды насосами в рубашки охлаждения электродвигателя, магистрального насоса, подшипников промежуточного вала и маслоохладителя, а затем для охлаждения в градирнях или аппаратах воздушного охлаждения.