
- •ВВЕДЕНИЕ
- •1. ТРУБОПРОВОД НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
- •1.2. Классификация трубопроводов
- •1.3. Состав сооружений магистральных трубопроводов
- •2. ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ НА СТРОИТЕЛЬСТВО МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА
- •2.2. Технико-экономическое обоснование строительства объекта
- •2.4. Сдача объекта в эксплуатацию
- •3.1. Состав нефтей и их классификация
- •3.2. Требования к качеству нефти и нефтепродуктов
- •3.3. Подготовка нефти к транспорту
- •4. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
- •4.1. Структура и основные характеристики линейной части
- •4.2. Трубы для нефтепроводов и их прочностные характеристики
- •4.3. Камера приема и пуска поточных средств
- •4.5. Нефтеперекачивающие станции магистральных нефтепроводов
- •5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
- •5.1. Исходные данные для технологического расчета
- •5.2. Вставки, лупинги, перемычки
- •6.1. Основные технологии перекачки высоковязких и застывающих нефтей
- •6.2. "Горячая" перекачка
- •6.3. Заполнение трубопровода высоковязкой нефтью
- •6.4. Остановки перекачки
- •6.6. Последовательная перекачка нефтей методом прямого контактирования
- •7. СИСТЕМА АВТОМАТИКИ УПРАВЛЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫМИ НЕФТЕПРОВОДАМИ
- •7.2. Автоматическая защита и управление магистральными насосными агрегатами
- •7.3. Автоматическая защита и управление подпорными агрегатами
- •7.4. Автоматическое пожаротушение
- •8.1. Классификация коррозионных процессов
- •8.2. Защитные покрытия для нефтепроводов
- •8.3. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии
- •9. ОЧИСТКА ТРУБОПРОВОДА
- •10. МЕТОДИКА РЕШЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАДАЧ
- •10.1. Расчет трубопровода с постоянной и переменной толщиной стенки на прочность
- •Библиографический список
Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по ГОСТам и ТУ на трубы.
С |
|
4.3. Камера приема и пуска поточных средств |
|
На маг стральных нефтепроводах должны предусматриваться |
|
устройства пр ема |
пуска скребка для их очистки в период |
лупингах |
|
эксплуатац , которые также можно использовать для приема и пуска |
|
раздел телей при последовательной перекачке и поточных средств |
|
диагност ки. |
|
Устройства пр ема и пуска скребка размещаются на неф- |
|
бА |
тепроводе на расстоянии друг от друга до 300 км и, как правило, совмещаются с НПС. Эти устройства должны предусматриваться на резервных нитках протяженностью более 3 км, а также на
отводах протяженностью олее 5 км.
Схемы устройств приема и пуска скребка в зависимости от их расположения на нефтепроводе должны обеспечивать различные варианты технологических операций: пропуск, прием и пуск; только пуск; только прием [1].
Схемы устройств должны предусматривать возможность осуществления перекачки нефти по нефтепроводу без остановки НПС
пуска; 4) механизмы для извлеченияД, перемещения и запасовки очистных устройств; 5) сигнализаторы прохождения очистных устройств; приборы контроля за давлением.
в процессе очистки нефтепровода.
В состав устройств приема и пуска входят: 1) камеры приема и запуска очистных устройств; 2) трубопроводы, арматуры и
соединительные детали; 3) емкость для дренажа из камер приема и И
Трубопровод в пределах одного очищаемого участка должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопроходную линейную арматуру без выступающих внутрь трубопровода узлов или деталей.
При проектировании узлов равнопроходных ответвлений от основного трубопровода, а также неравнопроходных ответвлений, диаметр которых составляет свыше 0,3 диаметра основного трубопровода, должны предусматриваться проектные решения, исключающие возможность попадания очистного устройства в ответвление.
39
На участках переходов трубопровода через естественные и искусственные препятствия, диаметр которых отличается от диаметра основного трубопровода, допускается предусматривать самостоятельные узлы пуска и приема поточных устройств.
Трубопровод и узлы пуска и приема поточных устройств должны быть оборудованы сигнальными приборами, регистрирующими прохождение устройств.
Нормальная эксплуатация трубопровода невозможна без |
||||
арматуры – неотъемлемой части любого трубопровода. Расходы на |
||||
и |
|
|
|
|
арматуру составляют около 10 – 12 % капитальных вложений и |
||||
Сэксплуатац онных затрат. |
|
|
|
|
Трубопроводная арматура представляет собой устройства, |
||||
предназначенные |
для |
управления |
потоками |
жидкостей, |
бА |
|
|||
транспорт руемых по тру опроводам [2]. |
|
|
Запорная арматура линейной части трубопроводов, устанавливаемая через каждые 10 – 30 км, предназначена, в основном, для отсекан я участка тру опровода при аварии или ремонтных работах. Практически арматура линейной части срабатывает редко (несколько раз в год). Кроме того, установку запорной арматуры необходимо предусматривать:
на обоих ерегах водных преград при их пересечении трубопроводом в две нитки и более;
зависимости от рельефа земнойДповерхности, примыкающей к переходу, и необходимости предотвращения поступления
на нефтепроводах при пересечении водных преград в одну нитку
– место размещения запорной арматуры в этом случае принимается в
ипромышленных предприятий – на расстоянииИ, устанавливаемом проектном в зависимости от рельефа местности.
Требования, предъявляемые к арматуре, чрезвычайно разнообразны. Основные из них – длительный срок службы, надежность
идолговечность арматуры всех видов. Правильный выбор того или иного конструктивного типа арматуры в значительной степени предопределяет безаварийную работу магистральных трубопроводов.
40
По условиям работы к арматуре предъявляют следующие требования: прочность, герметичность и надежность работы,
взрывобезопасность и коррозионная стойкость. Требуемая прочность арматуры диктуется, в основном, рабочим давлением и температурой. С целью стандартизации и унификации арматуры принята система условных давлений. По значению условного давления арматуру подразделяют на три основные группы: низкого (ру < 1 МПа), среднего (ру = 1,6 – 6,4 МПа) и высокого (ру = 10 – 100 МПа) давлен я [1].
СОсновной параметр арматуры – диаметр условного прохода Dy – номинальный внутренний диаметр трубопровода, на котором устанавл вают данную арматуру. Различные типы арматуры при
Dсужениемy (арматура прохода) или больше Dy (затворы с
одном том лее условном проходе могут иметь разные проходные сечен я. Не следует смешивать диаметр условного прохода с диаметром проходного сечения в арматуре, последний часто меньше
кольцевымбАпроходным сечением). В то же время условный проход арматуры не совпадает и с фактическим проходным диаметром трубопровода.
Основное назначение запорной арматуры – перекрывать поток рабочей среды по тру опроводу и снова пускать среду в зависимости от требований технологического процесса, обслуживаемого данным
арматуры нежелательно, так Дкак в условиях дросселирования запорная арматура быстрее изнашивается из-за эрозии, вибрации и других причин.
трубопроводом. Кроме того, запорную арматуру применяют:
для переключения потока или его части из одной ветви системы в
другую;
для дросселирования потока среды, т.е. изменения его расхода,
давления и скорости. Отметим, что данное применение запорной И
К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили. На линейной части магистральных нефтепроводов устанавливаются задвижки. К задвижкам относят запорные устройства, в которых проход перекрывается поступательным перемещением затвора в
направлении, перпендикулярном к движению потока транспортируемой среды [1].
В сравнении с другими видами запорной арматуры задвижки имеют следующие преимущества: незначительное гидравлическое сопротивление при полностью открытом проходе; отсутствие
41
поворотов потока рабочей среды; возможность применения для перекрытия потоков среды большой вязкости; простота обслуживания; относительно небольшая строительная длина; возможность подачи среды в любом направлении.
Недостатки, общие для всех конструкций задвижек, следующие: невозможность применения для сред с кристаллизующимися включениями; небольшой допустимый перепад давлений на затворе (по сравнен ю с вентилями); невысокая скорость срабатывания затвора; возможность получения гидравлического удара в конце хода;
большая высота; трудности ремонта изношенных уплотнительных |
|||
поверхностей затвора при эксплуатации. К недостаткам задвижек |
|||
С |
|
|
|
также следует отнести их относительно большую высоту. |
|||
уществуют самые |
разнообразные конструкции задвижек. |
||
|
целесоо разной является классификация задвижек по |
||
конструкц |
затвора. |
По |
этому признаку многочисленные |
конструкц |
задв жек могут |
ыть объединены по основным типам: |
|
Наиболее |
|
||
клиновые (В део 1) и параллельные. По этому же признаку |
|||
клиновые задв жки могут |
ыть с цельным, упругим или составным |
||
клином. Параллельные задвижки можно подразделять на одно- и |
двухдисковыебА. Однодисковые задвижки также называются шиберными (Видео 2).
В ряде конструкций задвижек, предназначенных для работы при высоких перепадах давления на затворе, для уменьшения усилий, необходимых для открывания и закрывания прохода, площадь прохода выполняют несколько меньшей площади сечения входных
патрубков. |
По этому признаку задвижки |
могут |
быть |
классифицированы на полнопроходные (диаметр прохода задвижки |
|||
|
И |
||
равен диаметру трубопровода) и с суженным проходом. В |
|||
зависимости от конструкцииДсистемы винт – гайка и ее |
|||
расположения |
(в среде или вне среды) задвижки |
могут |
быть с |
выдвижным и невыдвижным шпинделем.
АК "Транснефть" оснащает линейную часть нефтепроводов шиберными задвижками отечественных производителей [1].
Для регулирования давления на приеме и выходе нефтеперекачивающих насосных станций методом дросселирования потока на выходе могут применяться регулирующие заслонки с электроприводом (Видео 3). Заслонки имеют характеристику, близкую к равнопроцентной при изменении угла поворота от 0 до 75°. В основном заслонки выпускаются зарубежными фирмами (рис. 4.1).
42

С |
Р с. 4.1. Схема регулирующей заслонки |
|
|||
|
|
||||
|
итальянской фирмы "Ванесса" |
|
|||
жкиВсе задв магистральных |
нефтепроводов |
с |
|||
электропр водом |
должны |
иметь |
электрооборудование |
во |
|
взрывозащ щенном |
сполнении. |
|
|
|
Для предотвращения движения транспортируемой по трубопроводу среды в направлении, обратном заданному, применяют обратные клапаны. По конструкции их делят на подъемные
(Видео 4) и поворотные (Видео 5). Обратные поворотные клапаны с |
||
|
Д |
|
Dy = 700 – 1000 мм во избежание больших ударных нагрузок при |
||
быстром |
бАзакрытии клапана снабжаются |
гидротормозами |
(демпферами). Наиболее часто используются масляные поршневые
(гидравлические) демпферы с качающимся цилиндром, реже применяются пневматические.
4.4. Насосы для перекачкиИнефти
Из гидравлики известно, что течение жидкости в линейной части трубопровода происходит от сечений с большим значением напора к сечениям с меньшим значениям напора, причем уменьшение самого напора происходит вследствие работы сил трения. Между слоями жидкости, движущимися друг относительно друга, возникают силы трения, их называют вязким трением, благодаря чему механическая энергия движения постепенно переходит в тепло и рассеивается в пространстве. Для восстановления напора и обеспечения дальнейшего течения жидкости необходимы устройства, "создающие напор".
43
Такими устройствами являются насосы.
Насосы – это устройства для принудительного перемещения жидкости от сечения с меньшим значением напора (в линии всасывания насоса) к сечению с большим значением напора (в линии нагнетания насоса).
СДвижение жидкости в направлении против давления достигается принудительным путем. В так называемых центробежных насосах, которые в основном спользуются для перекачки нефти, жидкость перемещается от сечен я с меньшим давлением к сечению с большим
лопаткамидавлен ем центробежной силой, возникающей при вращении рабочего колеса с профильными лопатками [2].
Пр нц п действ я центробежного насоса понятен из рис. 4.2. На нем представлена схема ра очего колеса насоса с профильными
.бАЕсли перейти в систему координат, связанную с вращающ мся колесом, то молено считать, что само колесо стоит
неподв жно, а на заполняющую его жидкость действует центробежная сила ρω2r (где ρ – плотность жидкости; ω – угловая скорость вращения; r – расстоян е част цы жидкости от оси вращения).
Центробежная сила заставляет жидкость двигаться вдоль лопаток колеса от центра к периферии. Эта сила способна преодолеть перепад давления р = рн – рв, равный разности давления рн нагнетания (на
давления в область высокого давления (рис. 4.2). Разумеется, что для такого принудительного перемещения необходимы затраты энергии на вращение рабочего колеса.
периферии колеса) и давления рв всасывания (в его центральной части), т.е. заставить жидкостьДперемещаться из области низкого
Та часть насоса, в которой находится рабочее колесо, обеспечивающее напорное перемещениеИжидкости от меньшего давления к большему, называется центробежным нагнетателем, а та часть насоса, которая создает вращения вала с находящимся на нем
рабочим колесом – приводом насоса. Приводом насоса может быть электрический двигатель, двигатель внутреннего сгорания или иное механическое устройство.
44

магистральным |
|
|
|
|
СР . 4.2. Принцип действия центробежного насоса |
|
|||
Центробежные |
насосы составляют |
основной |
вид |
|
бА |
|
по |
||
нагнетательного о |
орудования |
для перекачки нефти |
||
тру опроводам и применяются как на головной, так |
||||
и на промежуточных перекачивающих станциях. |
|
|
||
Использован е |
центро ежных |
насосов на |
головной |
пере- |
качивающей станции или промежуточных станциях, имеющих резервуарные парки, о ладает некоторыми особенностями. Дело в том, что быстроходным магистральным насосам необходимо иметь избыточное давление на входе. Это давление должно предотвратить опасное явление, которое может возникать внутри насоса в результате уменьшения давления в быстроДдвижущейся жидкости. Явление, о котором идет речь, называется кавитацией (от лат. cavitas – полость) и состоит в образовании пузырьков, заполненных парами перекачиваемой жидкости. Когда эти пузырьки попадают в область высокого давления, они схлопываются, развивая при этом огромные точечные давления. Кавитация приводит кИбыстрому износу частей нагнетателя и снижает эффективность его работы. Поэтому для подачи нефти к магистральным насосам обычно используют специальные подпорные насосы, главной задачей которых взять нефть из резервуаров и подать ее на вход основных магистральных насосов, создав необходимый кавитационный запас.
В то же время промежуточные перекачивающие станции магистральных нефтепроводов, работающие по схеме из насоса – в насос, оснащены лишь основными магистральными насосами, поскольку необходимый для их нормальной работы подпор создается предыдущей перекачивающей станцией [2].
Общие технические условия на магистральные насосы оп-
45

ределяются ГОСТ 12124 – 87 "Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов", который распространяется как на основные, так и на подпорные насосы. В нем определены типы и основные параметры этих насосов. Государственный стандарт охватывает 11 типов основных насосов, а с учетом сменных роторов
Си напором 210 м.
(рабочих колес) – 20 типов.
Насосы в упомянутом ГОСТе расположены в порядке возрастан я подачи от 125 до 12500 м3/ч. Насосом самой большой подачи является насос НМ 10000 – 210. Маркировка насоса расшифровывается так: насос магистральный с подачей 10000 м3/ч
На перекач вающих станциях основные магистральные насосы последовательно, так чтобы при одной и той же подаче напоры, создаваемые насосами, суммировались. Это позволяет
увелич ть напор на выходе станции. Для насосов ряда от НМ 125-550
до НМ 360-460 |
последовательно, как правило, два насоса |
соединяют |
|
при одном резервном. Для насосов с подачей от 500 м3/ч и выше |
|
соединяют последовательно три насоса при одном резервном. |
|
бА |
|
|
Д |
Рис. 4.3. Трехсекционный насосИтипа НМ:
1 – входная крышка; 2 – предвключенное колесо; 3 – секция; 4 – направляющий аппарат; 5 – второе рабочее колесо; 6 – напорная крышка; 7 – подушка подпятника; 8 – торцевое уплотнение; 9 – подшипник качения; 10 – втулка; 11 – диск; 12 – первое рабочее колесо; 13 – вал; 14 – зубчатая муфта
По конструкции основные насосы, входящие в ГОСТ 12124 – 87, подразделяются на два типа: секционные многоступенчатые с колесами одностороннего входа (на подачи от 125 до 710 м3/ч) и
46
одноступенчатые с колесами двухстороннего входа (на подачи от 1250 м3/ч и более). Последние имеют сменные колеса (роторы) на подачи 0,5·QO.H; 0,7·QO.H; 1,25·QO.H, где QO.H – подача насоса с основным колесом при номинальном режиме перекачки. В насосах с двухсторонним входом перекачиваемая жидкость подводится к рабочему колесу с двух сторон, в насосах с односторонним входом – с одной стороны.
На р с. 4.3 представлена конструктивная схема основного секционного (в данном случае трехсекционного) нефтяного насоса
типа НМ (В део 6). Корпус насоса, а точнее его нагнетателя, |
|||
огран чен входной крышкой 1, расположенной над линией |
|||
С |
|
|
|
всасыван я, напорной крышкой 6 над линией нагнетания. Между |
|||
|
установлены |
нагнетательные секции с |
основными |
рабоч |
ми колесами насоса (в данном случае их три). Рабочие колеса |
||
5, 12 |
спользуемое для |
увеличения всасывающей |
способности |
крышкамипредвключенное шнековое колесо 2 установлены на общем валу 13, соединенном через зу чатую муфту 14 с электродвигателем. Нефть
подается в насос через входной (находящийся под крышкой
патрубок 1) и при содействииАпредвключенного шнекового колеса 2 попадает в
первую ступень 12 нагнетателя, в которой происходит увеличение ее
напора на некоторую величину. Затем нефть последовательно попадает в рабочие колеса 5 и т.д., прохождение которых приводит к дальнейшему увеличению напораД, и, наконец, через выкидной патрубок (находящийся под крышкой 6) нефть уходит из насоса.
Подпорные насосы, применяемые для создания такого давления, требуют гораздо меньших значений давления на входе.
Горизонтальные подпорные насосы серииИНМП представляют собой одноступенчатые насосы двустороннего входа со спиральным отводом и горизонтальным разъемом корпуса. Частота вращения вала составляет 1000 об/мин. Вертикальные подпорные насосы серии НПВ также являются одноступенчатыми насосами с двусторонним входом
В табл. 4.1 и 4.2 представлены краткие технические характеристики горизонтальных подпорных насосов серии НМП и
вертикальных – серии НПВ.
жидкости; частота вращения вала составляет у них 1500 об/мин. На рис. 4.4 представлена конструктивная схема вертикаль-
ного подпорного насоса НПВ 2500-80.
Данный насос относится к классу одноступенчатых насосов (т.е. насосов с одним рабочим колесом) двухстороннего входа. На
47
каждом входе 14 для повышения всасывающей способности установлены предвключенные шнековые колеса 15 и 17. Роторная часть насоса с рабочим колесом 16 монтируется на вертикальном валу
13 внутри |
секций |
7, |
соединенных |
с |
корпусом |
2 |
насоса. |
|||
Посредством крышки |
|
8 |
насос монтируется на опорном фланце |
|||||||
С |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
наружного стакана 1. Выкидной патрубок соединен с напорным |
||||||||||
трубопроводом (линия нагнетания), ведущим к основным насосам |
||||||||||
станц . У |
выхода вала |
из |
патрубка в крышке |
имеется торцевое |
||||||
уплотнен е 12. Вал опирается на опорно-упорный шариковый |
||||||||||
двигателя |
|
вертикально |
установлен |
элек- |
||||||
подш пн к. |
На |
фонаре |
насоса |
|||||||
тродв гатель, работающий на открытом воздухе. Роторы насоса и |
||||||||||
соед нены |
зу чатой муфтой. |
Нижней опорой |
ротора |
служит подш пн к скольжения. Нефть из резервуара поступает в
рабочее |
|
насос через пр емный патру ок (линия всасывания) и далее по входам |
|
14 при содейств |
предвключенных шнековых колес 15 и 17 |
попадает в |
колесо 16. Нефть высокого напора после рабочего |
колеса дв жется внутри корпуса 2 по секции 4 и через выкидной
патрубок уход т к основным насосам станции. А Д И
48

С |
|
|
и |
|
|
бА |
|
|
|
Д |
|
|
Рис. 4.4. Поперечный разрезвертикального |
|
|
подпорногонасосаНПВ3500-80: |
|
1 – |
И |
|
стакан; 2 – спиральный корпус; |
3 – |
перепускной канал; 4, 7 – напорная секция; 5 – крестовина; 6 – подшипник качения; 8 – напорная крышка; 9 – муфта; 10 – радиально-упорный подшипник; 11 – фланец; 12— торцевое уплотнение; 13- вал; 14 – вход; 15, 17 – предвключенное колесо; 16 – рабочее колесо
49

|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.1 |
|||
|
|
|
|
Краткие технические характеристики горизонтальных |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
подпорных насосов серии НМП |
|
|
|
|
|
|||||
|
Тип насоса |
|
Кавитационнный |
|
КПД1 (на воде), |
|
|
Номинальная |
|
|
|
|||||
|
|
запас (на воде), |
|
|
% |
|
мощность приво- |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
м |
|
|
|
|
|
да, кВт |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
НМ 1250-260 |
|
20 |
|
|
80 |
|
|
1250 |
|
|
|
||||
|
НМ 1800-240 |
|
25 |
|
|
83 |
|
|
1600 |
|
|
|
||||
|
НМ 2500-230 |
|
32 |
|
|
86 |
|
|
2000 |
|
|
|
||||
|
НМ 3600-230 |
|
40 |
|
|
87 |
|
|
2500 |
|
|
|
||||
|
НМ 5000-210 |
|
42 |
|
|
88 |
|
|
3150 |
|
|
|
||||
|
НМ 7000-210 |
|
52 |
|
|
89 |
|
|
5000 |
|
|
|
||||
|
НМ 10000-210 |
|
65 |
|
|
89 |
|
|
6300 |
|
|
|
||||
С |
87 |
|
|
87 |
|
|
8000 |
|
|
|
||||||
|
НМ 10000-210 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
(1,25*Qо.н) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
1 КПДкоэфф ц ент полезного действия |
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
и |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 4.2 |
|||
|
|
|
Краткие технические характеристики вертикальных |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
подпорных насосов серии НПВ |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
Кавитационный |
КПД (на воде), |
|
Номинальная |
|
||||||
|
Тип насоса |
|
|
запас (на воде), м |
|
мощность |
|
|
||||||||
|
|
|
% |
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
привода, кВт |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
НПВ 1250-60 |
|
|
2,2 |
|
|
76 |
|
|
|
400 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
бА |
|
|
800 |
|
|
|
|||||
|
НПВ 2500-80 |
|
|
3,2 |
|
|
83 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
НПВ 3600-90 |
|
|
4,8 |
|
|
84 |
|
|
|
1250 |
|
|
|
||
|
НПВ 5000-120 |
|
|
5,0 |
|
|
85 |
|
|
|
2000 |
|
|
|
||
|
На перекачивающих станцияхДподпорные насосы соединяют |
|
, |
|||||||||||||
|
|
|||||||||||||||
как правило, параллельно, для |
того чтобы обеспечить требуемый |
подпор при меньшей подаче в каждом изИотдельно взятых насосов. Ведь, как известно, при параллельном соединении насосов общий поток жидкости разделяется на части, составляющие подачи этих насосов. Наиболее распространенная схема соединения подпорных насосов – два работающих и один резервный.
50