7. Основное оборудование насосной станции.

К основному оборудованию относятся насосы и их привод.

При перекачке нефти и нефтепродуктов можно применять центробежные

и поршневые насосы.

Насосы, перекачивающие нефть и нефтепродукты на дальние расстояния

должны отвечать следующим требованиям:

- обеспечение сравнительно высоких напоров и больших подач;

- достаточная экономичность;

- долговременность и надежность непрерывной работы;

- использование максимальной частоты вращения вала двигателя;

- компактность;

- быстрота сборки и разборки.

В связи с этим широкое применение при магистральном транспорте

нефти и нефтепродуктов получили центробежные насосы. Независимо от принципа действия и назначения насосов их работу характеризует следующие величины:

- подача (производительность);

- давление;

- напор;

- мощность;

- КПД;

- коэффициент быстроходности;

- допускаемый кавитационный запас.

Подача – это количество жидкости, подаваемое насосами в единицу

времени в напорный трубопровод.

Подача бывает объемная и массовая. Объемная подача выражается в

кубических метрах в секунду, массовая - в килограммах в секунду.

Мощность - работа в единицу времени, измеряют в ваттах или

лошадиных силах.

Для создания необходимого напора основных магистральных насосов

применяют подпорные насосы. В маркировке 8НДвН, 12 НДвН первое число-диаметр напорного патрубка (мм), уменьшенный в 25 раз; Н- насос; Д- рабочее колесо с двусторонним входом; в- высоконапорный; с-средненапорный; Н-нефтяной.

Подпорные насосы работают с частотой вращения около 600, 750 и 1000

об/мин. При этом у них высокие значения КПД, хорошая всасывающая

способность, работают плавно без вибраций.

Насосы НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80 создают подпор магистральным насосам НМ 1250-230 и НМ 2500-230 и могут быть использованы на наливных пунктах нефтепереработки и перевалочных баз, на промышленных строительствах.

Шифр НПВ - насос, подпорный, вертикальный.

Насосы НПВ можно установить на открытой площадке с температурой

окружающего воздуха от -50 0С до +45 0 С.

Привод насосов может осуществляться от газовых турбин, двигателей

внутреннего сгорания - дизелей, электродвигателей.

В качестве двигателей к основным и подпорным насосам магистральных

трубопроводов применяют асинхронные и синхронные электродвигатели

высокого напряжения. В зависимости от исполнения электродвигатели могут

быть установлены в общем зале с насосами или в помещении, отделенном от

насосного зала газонепроницаемой стеной.

Двигатели АТД монтируют в одном помещении с насосами, т.к. они

исполнены взрывобезопасными - в корпусе двигателя поддерживается

избыточное давление 50-70 мм вод. ст.

8. Вспомогательное оборудование насосной станции.

К вспомогательным оборудованиям насосных станции относятся резервуарный парк, оборудования и системы подготовки нефти к транспорту на головных и промежуточных насосных станциях, технологические трубопроводы и арматура, системы учета нефти, общие сведения о системах пожаротушения, связи и др.

Вместимость резервуаров на ГНС принимают равной объему двух - трехсуточной перекачки. При последовательной перекачке вместимость

резервуарного парка ГНС определяется расчетом и зависит от числа циклов.

Резервуарные парки ГНС имеют небольшую вместимость, иногда резервуары

вообще отсутствуют. На насосных станциях в основном применяют стальные (РВС, РГС) или железобетонные резервуары. Резервуары должны быть герметичными, несложной формы, долговечными и не дорогими.

Технологические трубопроводы предназначены для проведения операции

по приему, хранению и откачке нефти и нефтепроводов поступающих на

площадку НС. Граница технологических трубопроводов определяется

задвижками установленными на входе и выходе станций. В состав

технологических трубопроводов входят: нефтепроводы внутри площадки,

детали присоединения трубопроводов, запорная, регулирующая и

предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтры и т.д.

Для контроля объема транспортируемой или хранимой нефти и в целях

борьбы с потерями от испарения нефти и нефтепродуктов, для своевременного определения больших аварий на нефтеперекачивающих станциях производится учет нефти.

Для измерения расхода по трубопроводу используют счетчики,

измеряющие суммарное количество и воспроизводящие это количество на

механических или электрических указателях. В отличие от расходомеров,

фиксирующих мгновенный расход, приборы счетчиков показывают суммарное количество жидкости, протекшей за какой-то интервал времени.

Для конструирования счетчиков используют разные методы измерения

потока жидкости в трубопроводе. По принципу действия различают объемные, турбинные, электромагнитные, ультразвуковые и вихревые счетчики. Наряду с ними разрабатываются счетчики других конструкций: тепловые, ионизационные, ядерно-магнитные и др.

Широкое распространение нашли объемные счетчики. В счетчиках этого

типа для измерения количества поток разделяется на отдельные порции

механическим способом. Разделение на порции происходит при помощи

эксцентрично укрепленных вращающихся лопастей или шестерен, движимых

ротором. В процессе движения в определенный момент образуется

измерительная камера, размер которой вымерен с достаточной точностью.

Количество порций в единицу времени, пропущенных через камеры,

определяется частотой вращения ротора. Построенные на этом принципе

шестеренчатые и лопастные объемные счетчики повсеместно применяются для учета нефтепродуктов при малых производительностях.

Необходимость резкого увеличения размеров корпуса для счетчиков

большой пропускной способности (более 1000 м3/ч) ограничивает их

производство. При измерениях малых и средних расходов объемные счетчики в наибольшей степени сочетают в себе высокую точность измерения и хорошую повторяемость в большом диапазоне изменения расходов. Однако объемные счетчики имеют большие габаритные размеры, нуждаются в тонкой очистке жидкости (фильтры 1000—2000 мкм). Из-за быстрого увеличения погрешности счетчиков (из-за изменения размеров измерительных камер), увеличения протечек вследствие истирания стенок корпуса и ротора, большого гидравлического сопротивления потоку объемные счетчики требуют значительных эксплуатационных затрат на обслуживание измерительной установки.

Объемные счетчики определяют количество путем прямого измерения

объема потока. Счетчики других конструкций измеряют объем косвенными

методами. Они измеряют динамические параметры потока, такие как скорость потока, скорость звука в потоке, динамический напор, частоту возникновения вихрей, и на основании физических законов преобразуют измеренные параметры в расход и количество. Наибольшее распространение для измерения количества нефти получили турбинные счетчики. В этих счетчиках используют для определения количества жидкости помещенное в поток вращающееся тело. Поскольку вращение создается за счет передачи энергии потока на лопасти ротора, эти счетчики получили название турбинных . Частота вращения турбинки счетчика непосредственно зависит от скорости потока, что позволяет определить расход в трубопроводе. Для преобразования частоты вращения ротора в потоке используют магнитные или магнитно-индукционные датчики.