Оборудование нефтеперекачивающей станции

потери в отводе составляют 20 %, а на подаче 0,4 QHOM потери в отводе составляют по отношению к гидравлической мощности около 30 % (рис. 12.16).

Гидравлические потери в  отводе имеют четко выраженную по подаче зону минимальных значений, в то же время гидравлические потери в рабочем колесе не имеют такой зоны, т.е. оптимальный режим работы насоса определяется отводом.

Поскольку в существующем (эксплуатируемом) насосе невозможна замена корпуса предлагается два направления уменьшения пропускной способности отвода:

установка в отводе специального направляющего аппарата;

установка в отводе специального сопла (вставок).

Одним из путей повышения  эффективности и надежности работы магистральных насосов на пониженных подачах может быть одновременное  применение сменных рабочих колес  и лопаточного диффузора между рабочим колесом и улиткой (рис. 12.17). В этом случае уменьшаются потери на сопротивление в улитке (за счет лучшей организации потока на выходе рабочего колеса), а значит улучшаются условия преобразования кинетической энергии в энергию давления.

Такой лопаточный диффузор был рассчитан для насоса НМ 10000-210 с ротором 0,5 QHOM, изготовлен, прошел промышленные испытания и внедрен в отрасли.

Проектированию указанного диффузора предшествовал анализ конструкции насоса. Анализ показал, что из-за ограничения объема в проточной части насоса и с учетом особенностей его конструкции лопаточный диффузор, устанавливаемый в выточках щелевого уплотнения, должен быть выполнен сбор-

NrH/Nr, %

Рис. 12.16. Гидравлические потери в рабочем колесе и отводе:

JVr – гидравлическая мощность насоса; JVK, JVOTB – мощность гидравлических потерь в колесе и отвода; JVrH — мощность гидравлических потерь в насосе

Рис. 12.17. Установка лопастного диффузора (направляющего аппарата) в корпусе насоса:

/ – лопастной диффузор (направляющий аппарат); 2 – корпус;  3 – ротор; 4 – рабочее колесо

ным,   включающим  два  двенадцатиканальных   направляющих аппарата.

Сборка лопаточного диффузора  предусматривалась на роторе, вместе с которым он должен был монтироваться в корпусе насоса.   Предусматривалась  также   некоторая   обточка  языков спирального отвода со стороны входных кромок, однако на действующей НПС такая операция крайне затруднена, и поэтому в процессе монтажа пришлось прибегнуть к дополнительной доработке двух диаметрально противоположных лопаток диффузора, смежных с языком.

Сравнительные испытания  серийного насоса НМ 10 000-210 с ротором  на подачу 5000 м3/ч и модернизированного насоса с тем же ротором, снабженным лопаточным диффузором, проводились на НПС Терновка нефтепровода Самара – Лисичанск. Испытания проводились в диапазоне подач 4050—5614 ь^/ч. Анализ результатов сравнительных испытаний показывает, что установка лопаточного диффузора дала повышение напора на 10-12 м по сравнению с серийным насосом и увеличение КПД на 2,5-3,5 % (рис.12.18). Проведенное виброобследование показало, что величины виброскорости на корпусах подшипников у модернизированного насоса удовлетворительны, и меньше, чем у серийного насоса, эксплуатируемого на таких же режимах.

Следует отметить, что уровень  шума насоса с лопаточным диффузором также меньше по сравнению с таким  же насосом без диффузора.

Другим путем  повышения  эффективности   работы   магист-

 

 

Рис. 12.18. Характеристика насоса НМ 10 000-210 с ротором 0,5 QH,

/ — серийный насос; 2 —  насос с лопаточным диффузором

ральных насосов на пониженных подачах может быть одновременное применение сменных рабочих колеси соответствующих вставных сопел, уменьшающих площадь спирального отвода в соответствии с номинальной подачей сменного колеса, улучшающих организацию потока и, следовательно, условия преобразования кинетической энергии в энергию давления, что способствует повышению КПД и уменьшению потребляемой мощности.

Были разработаны несколько  вариантов вставок и их установки и крепления в спиральном отводе насоса НМ 10 000-210. Окончательно был принят вариант, предусматривающий установку двух вставок, при котором одна вставка помещается в крышку корпуса с креплением к ней винтами, а вторая устанавливается в самом корпусе с прилеганием к разделительной перегородке (языку) и креплением к ней (рис. 12.19).

Рис. 12.19. Монтаж объемных вставок  в корпус насоса: 1,4 — объемные вставки; 2 — крышка насоса; 3 — основание

При литье  корпуса и крышки насосов всегда имеются от-

 

 

клонения от расчетной геометрии внутренней поверхности отвода, поэтому необходима индивидуальная подгонка по месту вставных сопел. Для уменьшения объема подгоночных работ сопряжения криволинейных поверхностей указанных сопел с внутренними поверхностями крышки и языка осуществлялись по трем площадкам на вставках. Однако удовлетворительной подгонки для обеспечения плотного прилегания наружных поверхностей входных участков для вставки корпуса и для вставки крышки во избежание разветвления потока добиться не удалось. Это объясняется сложностью конфигурации проточной части спиральной улитки, большой длиной вставок, а также горизонтальным разъемом корпуса и крышки насоса. Следствием этого явилось образование щелей по боковым поверхностям профиля улитки, что привело к увеличению числа поверхностей трения, образованию вихревых областей в потоке и соответственно снижению КПД.

Испытания насоса НМ 10 000-210 с  ротором на 0,5 Оном и с объемными вставками в диапазоне подач 4710—6105 м3/ч показали, что их применение, по сравнению с направляющим аппаратом, менее эффективно. Однако индивидуальная, более тщательная подгонка объемных вставок к корпусу насоса позволяет получить лучшие результаты.

Эффективность от применения объемных вставок может быть получена при их изготовлении заводом-изготовителем  насосов и поставке в комплекте  с насосами, что может быть реализовано  лишь при поставке новых насосов.

Промышленное внедрение  направляющих аппаратов подтвердило целесообразность их применения для снижения энергопотребления, уменьшения вибрации и шума насоса НМ 10 000-210, эксплуатируемого на подачах менее 0,7 от номинальной.

Опыт их применения указывает  на необходимость распространения результатов работы на магистральные насосы других типоразмеров. 

 

 

 

ДОПУСТИМЫЙ КАВИТАЦИОННЫЙ  ЗАПАС НАСОСА

Всасывающая способность  центробежных насосов магистральных нефтепроводов ограничивается кавитацией.

Условием надежной эксплуатации насосных агрегатов является отсутствие кавитации на различных режимах его работы. С этой целью нормальные условия работы насосного оборудования обеспечиваются созданием на входе в насос избытка удельной энергии жидкости над давлением насыщенных ее паров.

Явление кавитации заключается  в образовании в жидкости парогазовых  пузырьков в тех участках потока, где местное давление понижалось, достигает критического значения.

Процесс кавитации аналогичен кипению жидкости, поэтому в качестве критического давления, при котором  возникает кавитация, обычно принимают  давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости при данной температуре. Падение  давления ниже давления, соответствующего температуре парообразования, приводит к различной степени перегрева жидкости в зависимости от ее температуры и физических свойств. Перегрев высвобождает необходимое для парообразования тепло.

Понижение местного давления ниже давления, соответствующего началу кавитации в проточной части центробежного насоса, может происходить в результате добавочных потерь на входном участке насоса, увеличения скорости жидкости вследствие увеличения числа оборотов, отрыва или сжатия потока.

При кавитации нарушается нормальная работа центробежных насосов. Это происходит потому, что часть объема подаваемого насосом, становится заполненной парами жидкости, в результате чего происходит падение напора, уменьшение расхода перекачиваемой жидкости, снижение КПД, увеличение вибраций и шума. Кроме того, при попадании образовавшейся при кавитации двухфазной жидкости в область повышенного давления происходит конденсация и заполнение парогазовых объемов жидкостью с большой скоростью, что приводит к явлению местного гидравлического удара.

Совокупность местных  гидравлических ударов в момент завершения конденсации паровых объемов, находящихся на поверхности твердого тела, приводит к эрозионному разрушению металла.

Нормальные условия работы центробежных насосов могут быть обеспечены созданием на входе в  насос избытка удельной энергии  над давлением насыщенных паров  подаваемой жидкости. Так, например, сезонные центробежные насосы магистральных нефтепроводов имеют подпор, который создается вспомогательным подпорным насосом или передается перекачиваемой жидкостью с предыдущей насосной станции. В свою очередь, условия бескавитационной работы подпорных насосов могут быть обеспечены приближением насосной к резервуар-ному парку, использованием особенностей рельефа местности, их заглублением. Указанные меры предупреждения кавитации обычно используются в процессе проектирования.

На действующем нефтепроводе бескавитационные условия работы насосов могут быть обеспечены применением пред-включенных шнеков на входе в рабочее колесо, увеличением диаметра всасывающего трубопровода или подключением дополнительных параллельных всасывающих линий, ограничением минимального допустимого уровня перекачиваемой жидкости в резервуарах, снижением производительности насосной станции. Однако эти меры связаны с дополнительными затратами. Например, на головных нефтеперекачивающих станциях магистральных нефтепроводов ухудшение всасывающей способности насосов связано с необходимостью дополнительного увеличения минимально допустимого уровня перекачиваемой жидкости в резервуарах ("мертвый" остаток). Величина этого увеличения непосредственно связана с кавитационным запасом подпорного насоса и для заданного режима перекачки может быть вычислена.

1.  В центробежных насосах с % а НО при работе на нефти 
в режимах, близких к оптимальному, начало повышения шума 
и вибрации практически совпадает с моментом падения напора 
на частной кавитационной характеристики. Это, по видимому, 
связано с тем, что вязкость препятствует ускорению жидкости 
при схлопывании кавитационного пузырька,  что,  в  конечном 
итоге, определяет демпфирующее влияние на виброакустические свойства систем. Поэтому за критическое значение кавита 
ционного запаса следует принимать  величину,   определяемую 
общепринятым способом без поправочных коэффициентов.

2.  Ухудшение шумовых и  вибрационных  характеристик   в 
большой степени связано с эксплуатацией насосов в режимах, 
отличных от рабочих(оптимальных), что необходимо учитывать 
при задании предельной нормы вибрации для виброконтролирующей аппаратуры.