Особенности работы центробежных насосов и требования к их электроприводу по энергосбережению

Центробежные механизмы (ЦМ) являются типичными представителями большого и важного класса промышленных установок, предназначенных для транспортировки жидкостей (насосы) и газов (вентиляторы). По назначению, особенностям режимов работы и требованиям к показателям регулирования, насосные агрегаты центробежного действия можно подразделить на четыре основные группы:

- насосные агрегаты систем водотеплоснабжения и канализации, используемые в системе жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ) и на промышленных предприятиях;

- насосные агрегаты, используемые в электроэнергетике;

- насосы, исполняющие функции транспорта жидких продуктов в различных технологических схемах металлургии, химической и других отраслей промышленности;

-насосные агрегаты магистральных трубопроводов– нефтеперекачивающих станций (НПС), водоводов и т.д. Такие трубопроводы отличаются от трубопроводов других назначений своей протяженностью (не менее 50 км) и пропускной способностью (диаметр трубы не менее 150 мм и до 1200 мм). Для Казахстана наиболее показательной является сеть нефтепроводов, на примере которой и рассмотрим особенности работы насосных агрегатов НПС.

На головной перекачивающей станции, находящейся в начальном пункте нефтепровода станции, осуществляется прием нефти от поставщиков, чаще всего с промыслов, и закачка ее в трубопро­вод. При движении нефти по трубопроводу она теряет сообщаемую ей насосами энергию на преодоление трения о стенки трубопровода. Восполнение потерь энергии в трубопроводе при движении нефти осуществляется по­следующими насосными. В зависимости от принятой технологической схемы, на некото­рых НПС может предусматриваться емкость для приема, хране­ния нефти (такие НПС называют станции с емкостью), на других НПС эти емкости отсутствуют, и они называются промежуточны­ми НПС. На НПС с емкостью технологическими объектами явля­ются: резервуарный парк, пункт учета нефти, подпорная насосная и магистральная насосная.

На магистральных нефтепроводах применяют следующие схемы перекачки:

- подстанционную (работа на " емкость"), когда головная или промежуточная насосная станция закачивает нефть в емкость последующей;

- через резервуар, устанавливаемый на каждой насосной станции; нефть в него заканчивается предыдущей насосной станцией, из него же и забирается на перекачку дальше;

- из насоса - в насос; перекачка нефти выполняется по всему трубопроводу транзитной;

- с подключенным резервуаром перекачка нефти при этом выполняется транзитная, резервуар выполняет роль буфера.

Первые две схемы достаточно просты в технологии перекачки нефти, в управлении режимами работы магистрального трубопровода.

При работе по этим схемам давление и пропускная способность каждого участка трубо­провода зависят только от характеристики насосов, трубопровода и перекачиваемой жидкости. Каждый участок по гидравлическим параметрам не связан друг с другом. Неравномерность пропуск­ной способности отдельных участков трубопровода компенсирует­ся за счет нефти, накапливаемой в резервуарах. Схема через ем­кость является очень простой при эксплуатации. Однако имеет целый ряд недостатков. Во-первых, на каждой насосной станции приходится строить резервуарный парк и подпорную насосную. Во-вторых, при выходе из строя одной станции практически пре­кращается перекачка по всему трубопроводу, так как запасы нефти в резервуарах незначительны по сравнению с пропускной способностью трубопровода. В-третьих, на каждой насосной стан­ции нефть попадает в резервуары и происходит их заполнение, а потом опорожнение при откачке нефти. В результате большого числа операций по приему и откачке нефти в резервуары значи­тельное количество нефти теряется при больших «дыханиях» резер­вуаров.

Повсеместное распространение получила третья схема перекачки «из насоса в насос». По этой схеме весь трубопровод разбивается на несколько эксплуатационных участков длиной по 400-600 км.

Четвертая схема является промежуточной между первой (второй) и третьей. Она, так же как и третья, является транзитной, но не позволяет обеспечить режима подпора давления на входе последующей станции за счет насосов предыдущей.

рисунок 1.1 - Схема участка нефтепровода Атырау – Индер

1 - резервуары; 2 - подпорный насос; 3 - головная станция Атырау; 4 - промежуточная станция Индер.

Необходимый для предотвращения кавитации магистральных насосов запас энергии создается на НПС с емкостью подпорными насосами. В отличие от магистральных насосов, подпорные насо­сы создают небольшой дифференциальный напор, они более тихо­ходные и имеют небольшой кавитационный запас. Для обеспечения необходимого кавитационного запаса, подпор­ные насосы необходимо устанавливать ниже минимального уровня нефти в резервуарах.