База книг в электронке для ЭНН УТЭК / 1kumar_b_k_botakhanov_e_k_ekspluatatsiya_nasosnykh_i_kompress

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Казахский национальный исследовательский технический университет имени К. И. Сатпаева

Б. К. Кумар Е. К. Ботаханов

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Рекомендовано Научно-методическим советом университета в качестве учебного пособия

Алматы 2015

Эксплуатация насосных и компрессорных станций

ВВЕДЕНИЕ

Магистральные центробежные насосы – мощные энергоемкие машины, поэтому эффективная экономичная эксплуатация их – весьма важная задача обслуживающего персонала. Необходимо также поддерживать высокую надежность этих машин, что значительноснижает 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 полезногодействия (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 отпаспортных в худшую сторону вследствие несоответствия качества их изготовления установленной документации и нарушения технологии ремонта. Недостаточна надежность отдельных узлов и деталей НАв 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 эффективныемеры поснижению отказов.

3

Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов

Так, например, повышенная вибрация в значительной мере способствует более интенсивному износу и выходу из строя подшипников, элементов пар трения и резиновых колец узлов торцевых уплотнений, появлению усталостных разрушений трубопроводов маслосистемы. При повышенной вибрации происходит более быстрый износ элементов щелевого уплотнения рабочего колеса, что вызывает ухудшение объемного КПД насоса и приводит к снижению экономических показателей работы НПС.

Низок уровень надежности подпорных вертикальных насосов типа НПВ нормального исполнения, особенно на подачи 3600 и 5000 м3/ч, что объясняется большими динамическим нагрузками на основные детали и узлы (особенно подшипники и уплотнения) и низким качеством изготовления электродвигателей. Выполненные ПО "Уралгидромаш" и институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) работы по модернизации указанного насоса, связанные с укорочением вала на 1,4 м, значительно повысили наработкуна отказ и межремонтный ресурс.

Имеются проработки по созданию принципиально новых конструкций магистральных насосов, которые не имеют мировых аналогов и будут способствовать снижению металлоемкости и улучшению показателей надежности магистрального транспорта нефти.

Агрегатная и станционная автоматика не обеспечивает достаточно надежной защиты насосов и другого оборудования НПС от аварийных ситуаций, необладает необходимой информативностью для контроля текущегосостояния изделий.

Часть оборудования НПС практически работают до наступления отказа, не имеют четкого регламента по техническому обслуживанию, ремонтуи оценкетехническогосостояния.

Отсутствие необходимого метрологического обеспечения не позволяет достоверно оценивать экономичность работы насосных агрегатов и эффективность системы энергоснабжения, допускает ложное срабатывание системы автоматики и управления технологическим режимом перекачки.

Учитывая длительный срок службы и моральное старение используемого оборудования, большую его металлоемкость и недостаточную ремонтопригодность, более низкие экономические по-

4

Эксплуатация насосных и компрессорных станций

казатели из-за неоптимальности проточной части и рабочих колес, особенно на режимах недогрузки, все более снижающиеся показатели безопасности при их эксплуатации, целесообразно при планировании модернизации НПС и перевооружения объектов магистрального транспорта ориентироваться на вновь создаваемые техническиесредства и технологии эксплуатации оборудования.

Показатели надежности насосов и другого оборудования НПС должны обеспечить эксплуатацию станции без постоянного присутствия на ней персонала в периоды между проведением работ по обслуживанию, ремонтуили пусконаладке.

Работы по совершенствованию насосов, его деталей, узлов и системы, разработке рабочих колес со сложным пространственным профилированием приведут к увеличению межремонтного ресурса до12+14 тыс. ч, ростуКПД на 2–4 %, снижению отказов.

На ряде нефтепроводов за рубежом используются полнонапорные высокооборотные регулируемые по частоте вращения насосы. Их установка на НПС по параллельной схеме обвязки способствует более гибкому и экономичному регулированию параметров перекачки, снижает динамические нагрузки при пуске и остановке насоса, значительно упрощает компоновку НПС, размеры здания насосной и технологической обвязки. Решение этой проблемы приведет к сокращению общего числа типоразмеров магистральных насосов.

Для трубопроводов, требующих частого регулирования режимов перекачки, перспективным является регулируемый по оборотам насосный агрегат в пределах частоты вращения ротора до 3000 об/мин на базе электропривода с тиристорным преобразователем частоты тока или гидромуфтой.

В настоящее время при добыче нефти сжигается более 15 млрд. м3 попутного газа, и его промышленное использование в качестве топлива газотурбинного привода полнонапорных регулируемых по оборотам насосов помогло бы решить дополнительно многие проблемы по строительству и вводу в строй НПС в районах Севера, Восточной Сибири, Дальнего Востока, шельфов морей и других, где отсутствует или слабо развито централизованное энергоснабжение.

5

Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов

Помимо попутного газа, в аварийных или других особых случаях, газотурбинный привод может работать на нефти.

При газотурбинном приводе, помимо основных приведенных достоинств регулируемого привода, отпадает необходимость в строительстве ЛЭП, что особенно важно при транспортировании нефти из отдаленных неэлектрифицированных труднодоступных районов. Особо следует обратить внимание, что наряду со значительной экономией энергоресурсов при использовании в качестве топлива турбины попутного газа, который, как правило, сжигается на факелах, решаются многие экологические проблемы.

Методологический подход к решению указанных проблем, направленных на оптимизацию конструкции насосов, совершенствование их эксплуатации и ремонта, обеспечение безопасности функционирования опасного производственного объекта (каким является НПС), представлен в части настоящей пособие.

Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных газов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и центральные районы страны.

Решение этой важнейшей для отрасли задачи возможно как за счет внедрения газоперекачивающих агрегатов нового поколения с КПД 34–36 % взамен устаревших и выработавших свой моторесурс, так и за счет повышения эффективности эксплуатации установленных на КС различных типов ГПА рассматривается во второй части пособий.

Повышение эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов неразрывно связно с обеспечением необходимой энергосберегающей технологии транспорта газа, диагностированием установленного энергомеханического оборудования ГПА, выбором оптимальных режимов его работы, дальнейшим ростом общей технической культуры эксплуатации газопроводных систем в целом.

Мощная и разветвленная сеть магистральных газопроводов с тысячами установленных на них газоперекачивающих агрега-

6

Эксплуатация насосных и компрессорных станций

тов, многие из которых уже выработали свой моторесурс, обязывают эксплуатационный персонал компрессорных цехов и производственных предприятий по обслуживанию газопроводов детально знать технику и технологию транспорта газов, изучать опыт эксплуатации и на основе этого обеспечить, прежде всего, работоспособность и эффективность эксплуатации установленного энергомеханического оборудования КС.

Вданной пособи авторы стремился на основе своего опыта работы показать технологию транспорта газа с описанием оборудования современных компрессорных станций и режимов работы, установленных на них ГПА, предложить инженерные решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов.

Приведенные схемы решения типовых задач эксплуатации ГПА на газопроводах, по мнению автора, в значительной степени помогут эксплуатационному персоналу использовать предлагаемый материал книги в своей повседневной работе и повысить эффективность использования установленного силового оборудования.

Для решения разного рода задач при проведении инженерных расчетов на практике часто приходится применять законы как идеальных, так и реальных газов, пользоваться понятиями и определениями термодинамики. Этим и объясняется введение в

книгу раздела, посвященного рассмотрению термодинамических характеристик природных газов и описанию их основных свойств.

Впособии использованы материалы из учебников авторов Козаченко А. Н. «Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов» и Гумеров А. Г., Гумеров Р. С., Акбердин А. М. «Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций».

7

Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов

ЧАСТЬ 1

1. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Основным элементом магистрального нефтепровода, выполняющим функции передачи энергии потоку нефти для его перемещения к конечному пункту трубопровода, является нефтеперекачивающая станция.

Нефтеперекачивающие станции являются структурными подразделениями магистрального нефтепровода (МН) и представляют комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по трубопроводу.

НПС подразделяются на головные и промежуточные. Головная НПС – начальная на магистральном нефтепрово-

де нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком, осуществляющая операции по приему нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки по магистральному нефтепроводу.

Промежуточная НПС – нефтеперекачивающая станция, осуществляющая повышение давления перекачиваемой жидкости в магистральном нефтепроводе. Промежуточная НПС может иметь резервуарный парк.

В состав НПС входят: насосные с магистральными и подпорными насосными агрегатами; резервуарные парки; системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи; технологические трубопроводы; печи подогрева нефти; узлы учета; произ- водственно-бытовые здания, сооружения и другие объекты.

Насосная – сооружение нефтеперекачивающей станции, в котором устанавливается основное (магистральные, подпорные насосы, электродвигатели) и вспомогательное (системы смазки, охлаждение, подачи топлива, контроля и защит) оборудование.

По исполнению насосные станции могут быть: на открытой площадке; в капитальном помещении; в блочном и блочномодульном исполнении.

8

Эксплуатация насосных и компрессорных станций

Насосные в капитальном помещении, в блочном и блочномодульном исполнении оборудуются также системами водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции и канализации.

Нефть от предыдущей станции с давлением, больше необходимого для бескавитационной работы насосов, поступает в устройство приема и пуска скребка (если оно имеется), а затем, пройдя фильтры-грязеуловители, попадает во всасывающую линию насосной с подключенными к ней сбросными предохранительными устройствами. Пройдя последовательно насосные агрегаты, нефть через регулирующие клапаны направляется в магистраль.

Технологическая схема насосной станции представлена на рис. 1.1.

Рис. 1.1. Технологическая схема насосной станции: I – узел пуска-приема скребка (УППС);

II– фильтры-грязеуловители;

III – устройство гашения ударной волны;

IV – емкости сбора нефти, сброса ударной волны и разгрузки; V – насосная с МНА для последовательной и параллельной перекачки;

VI – помещение регулятора давления;

VII – насосная внутренней перекачки

VIII – подземные емкости с погружными на

9

Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов

На приеме насосной станции устанавливаются фильтры - грязеуловители для улавливания крупных механических частиц (рис. 1.2). О работоспособности фильтров судят по разнице давлений на приеме и выходе фильтров. При увеличении перепада давления до величины более 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) или уменьшении до величины менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см2), которое свидетельствуют о засорении или повреждении фильтрующего элемента, должно проводиться переключение на резервный фильтр.

Рис. 1.2. Расположение фильтров-грязеуловителей на НПС:

1, 2, 3 – фильтры грязеуловители; 4 – трубопроводы для опорожнения фильтров при зачистке;

5, 6 – прием и выкид фильтров

Для предохранения приемного коллектора технологических трубопроводов НПС от чрезмерных давлений на приеме станции, возникающих при внезапных отключениях НПС, предусматривают предохранительные устройства типа "Аркрон" или УСВД – система сглаживания ударной волны и предохранительные сбросные клапаны. Сброс избыточного давления производится в безнапорные технологические емкости. Устройство типа "Аркрон" (рис. 1.3) работает по следующему принципу: при резком нарастании давления на приеме станции со скоростью более 0,2 МПа открываются клапаны устройства "Аркрон" и происходит уменьшение скорости нарастания давления, что гарантирует невозможность гидравлического удара.

10