Text
                    ПРОЕКТИРОВАНИЕ
И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАСОСНЫХ
И КОМПРЕССОРНЫХ
СТАНЦИЙ
НЕДРА
УДК 39.76
ББК 622.691.4.052.012
П79
Авторы:
А. М. ШАММАЗОВ, В. Н. АЛЕКСАНДРОВ, А. И. ГОЛЬЯНОВ, Г. Е. КОРОБКОВ, Б. Н. МАСТОБАЕВ
Рецензенты:
академик АН Республики Башкортостан, профессор А. Г. Гумеров, гл. инженер ООО «Баштрансгаз», канд. техн, наук М. 3. Асадуллин
Проектирование и эксплуатация насосных и компрессор-П 79 ных станций: Учебник для вузов / А. М. Шаммазов, В. Н. Александров, А. И. Гольянов и др.— М. ООО «Недра-Бизнесцентр» 2003,— 404 с.
ISBN 5-247-03881-9
Изложена история развития трубопроводного транспорта, рассмотрены вопросы проектирования, оснащение и работа насосных и компрессорных цехов, приведены классификация насосных и компрессорных станций, сведения о составе и работе вспомогательных систем, обсуждены вопросы учета нефти и газа.
Для подготовки дипломированного специалиста по направлению 650700 «Нефтегазовое дело» (специальность 090700 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ») и для направления подготовки бакалавров и магистров техники и технологии 553600 «Нефтегазовое дело», а также для инженеров и техников, обслуживающих насосные и компрессорные станции.
ISBN 5-247-03881-9	© Коллектив авторов, 2003
© Оформление. ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение................................................... 6
Глава1. История развития трубопроводного транспорта........ 8
Глава 2. Нефтеперекачивающие станции магистральных трубопроводов .................................................... 22
2.1.	Насосные агрегаты, применяемые на нефтеперекачивающих станциях магистральных трубопроводов.................. 22
2.1.1.	Основные сведения о насосах................. 22
2.1.2.	Принцип работы центробежных насосов......... 25
2.1.3.	Основные и подпорные центробежные насосы
для магистральных трубопроводов............... 27
2.1.4.	Характеристики магистральных насосов........ 37
2.2.	Эксплуатация нефтеперекачивающих станций......... 39
2.2.1.	Основные сведения о магистральных трубопроводах ... 39
2.2.2.	Классификация НПС и характеристика основных объектов........................................... 40
2.2.3.	Генеральный план НПС........................ 43
2.2.4.	Технологическая схема НПС................... 49
2.2.5.	Конструкция и компоновка насосного цеха..... 59
2.3.	Вспомогательные системы насосного цеха........... 64
2.3.1.	Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений 65
2.3.2.	Система смазки и охлаждения подшипников..... 70
2.3.3.	Система откачки утечек от торцевых уплотнений. 79
2.3.4.	Средства контроля и защиты насосного агрегата. 80
2.3.5.	Система подачи и подготовки сжатого воздуха... 83
2.3.6.	Система сглаживания волн давления........... 84
2.4.	Резервуарные парки нефтеперекачивающих станций..... 89
2.4.1.	Общие сведения о резервуарных парках........ 89
2.4.2.	Современные тенденции в сооружении и эксплуатации
резервуаров. Полистовой метод сборки стенок резервуара ........................................ 95
2.5.	Учет нефти и нефтепродуктов......................106
2.5.1.	Методы измерения количества нефги и нефтепродуктов ..106
2.5.2.	Погрешности измерений.........................109
2.5.3.	Математические модели методов измерений массы нефтепродуктов и их погрешностей...................113
3
2.5.4.	Средства измерения количества нефти на НПС, конструктивные особенности и области применения.......... 117
2.5.5.	Эксплуатация и поверка счетчиков............ 132
2.5.6.	Системы измерения количества и качества нефти. 140
2.5.7.	Радиолокационные системы измерения уровня жидкости в резервуарах.................................. 154
Глава 3. Компрессорные станции магистральных газопроводов... 160
3.1.	Основные сведения о магистральном газопроводе. Компрессорная станция как составная часть магистрального газопровода. Термины и определения............................ 160
3.2.	Классификация компрессорных станций. Назначение, состав сооружений и генеральные планы компрессорных станций .. 166
3.3.	Основные и вспомогательное оборудование компрессорных станций................................................ 173
3.3.1.	Компрессорные станции с поршневыми ГПА...... 174
3.3.2	Компрессорные станции с центробежными газотурбинными ГПА........................................ 184
3.3.3.	КС с электроприводом.........................228
3.3.4.	Компоновка компрессорных цехов...............236
3.4.	Технологические схемы компрессорных станций...... 244
3.4.1.	Требования норм технологического проектирования при разработке технологических схем КС магистральных газопроводов....................................245
3.4.2.	Технологическая схема газотурбинного компрессорного цеха с полнонапорными центробежными нагнетателями ...............................................247
3.4.3.	Технологическая схема газотурбинного компрессорного цеха с неполнонапорными центробежными нагнетателями ...............................................252
3.4.4.	Технологическая схема компрессорного цеха с газомо-токомпрессорами.....................................254
3.5.	Системы очистки технологического газа.............255
3.6.	Системы охлаждения технологического газа на компрессорных станциях............................................264
3.7.	Установки подготовки газа топливного, пускового, импульсного и для собственных нужд............................ 274
3.8.	Система маслоснабжения компрессорной станции и газоперекачивающих агрегатов...............;....................283
3.9.	Измерение расхода и количества природного газа....289
3.9.1.	Автоматические расходоизмерительные комплексы для однониточных пунктов учета газа.................306
3.9.2.	Автоматические расходоизмерительные комплексы для многониточных пунктов учета газа................309
4
Глава 4. Трубопроводная арматура, применяемая на насосных и компрессорных станциях..................................315
4.1.	Общие сведения об арматуре........................315
4.2.	Запорная арматура.................................321
4.2.1. Задвижки....................................321
4 2.2. Краны...................................... 326
4.3.	Приводы запорной арматуры.........................333
4.3.1.	Электрические приводы.......................333
4.3.2.	Пневматические приводы......................335
4.3.3.	Гидравлические приводы......................336
4.4.	Обратные клапаны..................................339
4.5.	Предохранительные устройства......................339
4.6.	Регулирующие заслонки.............................345
Глава 5. Вспомогательные системы перекачивающих станций.....347
5.1.	Водоснабжение.....................................348
5.1.1.	Основные сведения по системам водоснабжения.. 348
5.1.2.	Источники водоснабжения и водозаборные сооружения ...............................................355
5.1.3.	Противопожарное водоснабжение...............357
5.2.	Водоотведение.....................................360
5.2.1.	Виды водоотводящих сетей....................361
5.2.2.	Оборудование водоотводящих сетей............363
5.2.3.	Особенности проектирования и эксплуатации водоотводящих безнапорных трубопроводов..................367
5.2.4.	Очистка нефтесодержащих сточных вод.........371
5.3.	Теплоснабжение....................................373
5.3.1.	Виды теплопотребления...................... 373
5.3.2.	Назначение и виды систем теплоснабжения.....373
5.3.3.	Характеристика теплоносителей...............374
5.3.4.	Источники теплоты...........................376
5.3.5.	Использование теплоты на производственные нужды . . 376
5.3.6.	Отопление зданий и сооружений...............379
5.4.	Вентиляция........................................381
5.4.1.	Назначение и классификация систем вентиляции.381
5.4.2.	Оборудование вентиляционных систем..........385
5.4.2.1.	Система естественной вентиляции......385
5.4.2.2.	Система механической вентиляции......386
5.4.3.	Особенности проектирования и эксплуатации вентиляции помещений перекачивающих станций...............390
5.5.	Энергоснабжение...................................394
Литература.................................................400
5
1-2 164
ВВЕДЕНИЕ
Транспорт является важнейшей сферой общественного производства. Развитие экономики любой страны, нормальная производственная деятельность всех ее участников зависят от четкой работы транспорта по своевременной доставке сырья и готовой продукции. Для обеспечения этой деятельности и других разнообразных потребностей необходимо иметь высокоразвитую, оснащенную самой передовой техникой систему путей сообщения всех современных видов транспорта.
Топливно-энергетический комплекс — основа развития всех отраслей экономики России. Важным его элементом является система магистральных трубопроводов для транспорта нефти, газа и продуктов их переработки. Из-за географического расположения месторождений нефти и газа в России (СССР) и их потребителей этот вид транспорта выходит на первое место среди всех остальных, поскольку только трубопроводным транспортом можно обеспечить равномерную и бесперебойную поставку значительных количеств нефти, газа и нефтепродуктов при минимальных экономических затратах.
Трубопроводный транспорт России (СССР) имеет более чем вековую историю, и его появление обязано началу промышленного освоения нефтяных месторождений Баку и Г розного. У истоков создания трубопроводного транспорта стоял Д. И. Менделеев, считавший, что только построив трубопроводы, можно создать на: дежную основу развития нефтяной промышленности и вывести российскую нефть на мировой рынок.
Большой вклад в развитие нефтепроводного транспорта внесли В. Г. Шухов, С. Г. Войслав, К. И. Лисенко, Л. С. Лейбензон, М. И. Лазарев, И. П. Илимов и многие другие русские ученые, инженеры и изобретатели.
6
Трубопроводный транспорт газа начинает свое существование с 40-х годов двадцатого века. К настоящему времени сформирована единая система газоснабжения России.
Важнейшей составной частью магистральных нефте- и газопроводов являются насосные и компрессорные станции, без надежной работы которых невозможна поставка нефти, нефтепродуктов и газа от мест добычи к потребителям. В связи с оснащением насосных и компрессорных станций современным оборудованием требуются глубокие знания обслуживающего персонала по эксплуатации как основных, так и вспомогательных систем.
Данная книга является одним их первых учебников, в котором вопросы проектирования и эксплуатации всех типов насосных и компрессорных станций магистральных трубопроводов, подбора и особенностей работы основного и вспомогательного оборудования рассмотрены в рамках программы учебной дисциплины. Поэтому авторы с вниманием и благодарностью примут замечания и пожелания для совершенствования последующих изданий.
7
ГЛАВА 1
ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
В 60-е гг. 19 века Баку и его окрестности захлестывает нефтяной бум. Бакинские районы Балаханы, Сабучаны, Раманы собирают тысячи людей, пытающихся разбогатеть на добыче и переработке нефти. Стремительно возрастают цены на земельные участки. Счастливые обладатели участков размером от нескольких десятков саженей до нескольких десятин с помощью желонок, только вытеснивших бурдюки, ведут добычу своей нефти наугад, поскольку в то время отсутствовали не только достоверные данные об истинной нефтеносности пластов, но даже и геологические карты, так необходимые. В 1869 г. промышленник А. Мирзоев пробурил скважину глубиной 64 м в Балаханах, однако во время пробного тартания произошел выброс газа и воды, и скважину в срочном порядке засыпали камнями и песком. В 1871 г. им же была пробурена ручным ударным способом при помощи деревянных штанг скважина, явившаяся первой продуктивной нефтяной скважиной, глубиной 45 м с дебетом около 2000 кубов в сутки.
Одновременно с добычей нефти строятся и нефтеперегонные заводы по выработке керосина по принципу и схеме завода братьев Дубининых, в 1869 г. в Баку их уже насчитывалось 23 и еще два были в Сураханах. Кроме нефтеперегонных заводов, было много установок по перегонке нефти, размещавшихся и в жилых домах. Постоянные пожары, загрязнение жилых кварталов копотью и сажей заставили местные власти сосредоточить переработку нефти на удалении от города в так называемом Черном Городе. Доставку нефти от промыслов к заводам Черного Города осуществляли в бочках и бурдюках на арбах. Более 10 тысяч возчиков были заняты доставкой. С 70-х годов бурдюки были вытеснены деревянны
8
ми бочками емкостью 20 — 25 пудов. Этот способ доставки был чрезвычайно дорогим. Так, в 1877 г. пуд нефти на промыслах стоил 3 копейки, а доставка пуда нефти из Балахан в Черный Город составляла до 20 копеек. Еще в 1863 г. Д. И. Менделеев при посещении Баку рекомендовал построить трубопровод для перекачки нефти с промыслов на завод, что по его мнению позволило бы существенно сократить затраты на перевозку. Тогда предложение Д. И. Менделеева не было принято.
В 1877 г. в Баку открылось отделение "Строительной конторы инженера А. В. Бари", основное подразделение которой находилось в Москве. Основателем и хозяином этой конторы являлся предприимчивый организатор технического производства Александр Вениаминович Бари, который, открывая отделение конторы в Баку, преследовал основную цель: поставить на местный нефтяной рынок технические услуги. Главным инженером конторы становится Владимир Григорьевич Шухов, перспективный молодой инженер, работавший до этого назначения в Чертежном бюро управления Варшавско-Венской железной дороги, являясь при этом вольнослушателем Петербургской военно-медицинской академии. Со своими многочисленными идеями по применению новых технических средств и технологий А. В. Бари и В. Г. Шухов знакомят главу компании "Братья Нобель" Людвига Нобеля, очень активно действовавшего на нефтяном рынке Баку. Состоявшиеся переговоры выявили наиглавнейшую проблему компании — транспорт нефти от промыслов к заводам в Черном Городе. Практическое осуществление предложения Д. И. Менделеева о трубопроводе начинается после переговоров, поскольку контора А. В. Бари получает подряд на строительство трубопровода от Ба-лаханских промыслов к фотогенному заводу Л. Нобеля в Черном Городе с пропускной способностью 80 тыс. пудов нефти в сутки. После подписания контракта 25-летний В. Г. Шухов получает полную свободу действий по проектированию и строительству этого трубопровода. В. Г. Шухову предстояло впервые в России спроектировать полный комплекс сооружений трубопровода и воплотить свой проект в жизнь. Поездка В. Г. Шухова в Америку накануне прибытия в Баку, безусловно, оказывает влияние на эту работу. Ведь американцы практически осуществляли идею Д. И. Менделеева, считавшего, что "необходимо и даже крайне проложить трубы и по ним вести сырую нефть до морских судов или до заводов, рас
9
1-3- 164
положенных на море". Несколько позже Д. И. Менделеев писал по этому поводу: "Американцы будто подслушали: и трубы завели, и заводы учредили не подле колодцев, а там, где рынки, и сбыт, и торговые пути".
В. Г. Шухов активно и напористо приступает к организационным работам по подготовке к прокладке трубопровода. Трубы для нефтепровода были выписаны из Америки, поскольку по качеству, низкой цене, быстроте поставок они были вне конкуренции. По проекту длина нефтепровода около 10 км, диаметр труб 76 мм. Трубопровод был построен, и 1878 г. вошел в историю как год строительства первого промыслового нефтепровода в России, а сам трубопровод явился родоначальником гигантской сети магистральных трубопроводов, эксплуатирующейся в настоящее время. Экономическая оценка строительства нефтепровода в брошюре, посвященной 20-летию товарищества "Братья Нобель", достаточно проста и наглядна: "Какое значение имела эта первая железная труба, соединившая промысловую площадь с заводским районом, показывает тот факт, что перекачка нефти по ней обходилась менее 1 копейки за пуд, тогда как перевозка ее в арбах ... до 9 копеек с пуда. Принимая во внимание, что для выделки одного пуда керосина требуется 3 пуда нефти, расходы заводчиков уменьшились на 25 копеек с пуда". Грандиозность и необычность этого нефтепровода описаны в книге Дж. Генри "События из истории Баку": "Центральная станция с железными резервуарами вместимостью в 108 тыс. фунтов нефти построена в Балаханах: около 15 групп промыслов, на уровне 210 футов выше станции в Черном Городе".
Товарищество "Братья Нобель" охотно принимало нефть для перекачки и у других промышленников, взимая с них по пятаку с пуда. Все это предполагало сверхбыструю окупаемость трубопровода. Преимущество нефтепровода быстро оценивается конкурентами Л. Нобеля и контора Бари получает заказ от В. Лиозо-нова и А. Мирзоева на строительство новых нефтепроводов. Уже в 1879 г. вступает в эксплуатацию второй нефтепровод Балаханы — Черный Город протяженностью 12,9 км, диаметром 70 мм, а затем и еще три: Балаханы —Сураханский завод, Сураханский завод — Зыхская коса и Балаханы — Черный Город. Проектировал и строил эти нефтепроводы В. Г. Шухов. В 1879 г. он возглавляет проектный отдел Московской технической конторы А. В. Бари.
10
В грозненском нефтяном районе до 1894 г. перевозка нефти со Старых промыслов осуществлялась с помощью конной тяги. В день перевозилось до 15 тыс. пудов и было задействовано более 300 подвод. Трубопроводный транспорт в грозненском нефтяном районе начал действовать в сентябре 1895 г. В это время был запущен в эксплуатацию пятидюймовый нефтепровод длиной 12 верст, соединявший Старые промыслы с нефтеперегонными заводами г. Грозного. В период 1896— 1898 гг. идет интенсивное строительство нефтепроводов от Старых промыслов к нефтеперегонным заводам. Было проложено пять нефтепроводов, принадлежавших различным нефтяным компаниям: пяти- и семидюймовые нефтепроводы "Общества Владикавказской железной дороги" на 50 и 100 тыс. пудов в сутки; восьмидюймовый "Общества А. Ахвердов и К°" на 150 тыс. пудов в сутки; пятидюймовый общества "Русановский" на 75 тыс. пудов в сутки и восьмидюймовый Московского общества на 150 тыс. пудов в сутки.
Рост нефтедобычи в Бакинском районе продолжался, железная дорога не справлялась со своевременной доставкой керосина, контора А. В. Бари (если быть точнее, ее главный инженер В. Г. Шухов) разрабатывает научно обоснованную схему и смету нефтепровода Баку—Батуми. Информация о проекте и его основные выкладки публикуются в октябрьском "Вестнике промышленности" за 1884 г. Общая стоимость трубопровода длиной 820 верст с 16 перекачивающими станциями по проекту составляла 15 млн. 700 тыс. рублей. Эксплуатация должна была стоить около 300 тыс. рублей в год.
В 1896 г. начинается строительство керосинопровода Баку — Батуми на участке от Батуми до Хашури, и лишь в 1906 г. строительство было завершено по всей длине, составляющей 835 км. Диаметр трубопровода в основном составлял 8 дюймов (801,7 км), на небольших участках— Юдюймов (15,5 км); 12 дюймов (17,6 км). По трассе керосинопровода были расположены 16 насосных станций. Строительно-монтажные работы проводили вручную, трубы соединяли между собой на резьбовых муфтах, покрывали антикоррозионной изоляцией — свинцовым суриком на олифе и обматывали джутовой тканью с последующей окраской суриком. Вдоль трассы была проведена телефонная связь. Все сооружения трубопровода были выполнены для того времени на высоком техническом уровне, а сам трубопровод являлся одним из наиболее мощ
11
ных в мире. Трубопровод строили вдоль железной дороги, практически не отступая от нее; при длине воздушной линии между этими пунктами в 725 км и протяженности железной дороги в 900 км трасса трубопровода имела длину 835 км. Отклонение от воздушной линии достигало 15,2 %. При переходе через реку Куру трубопровод подвешен к железнодорожному мосту, и еще одной особенностью прокладки являлось размещение трубопровода в четырехкилометровом Сурамском туннеле, против чего категорически возражало правление Закавказской железной дороги. При прокладке трубопровода Баку —Батуми пришлось столкнуться с такими районами, где производство работ возможно было только в зимнее время (окрестность Евлаха), поскольку работы в летнее время были сопряжены с большими затруднениями из-за малярии. Годовая производительность трубопровода составляла 900 тыс. т. Насосные станции были оснащены плунжерными насосами с паровым и дизельным приводами. С 1931 г. по трубопроводу начали перекачивать сырую нефть для Батумского завода.
Так началась эра магистральных нефте- и нефтепродуктопро-водов России. В 1910—1911 гг. был сооружен трубопровод Туха — Краснодар диаметром 8 дюймов (90,4 км), 10 дюймов (11,8 км), производительностью 900 тыс. т в год.
В 1913 г. фирма "А. Ахвердов и К°” приступает к строительству собственного нефтепровода Грозный —Петровск (Махачкала). Строительство нефтепровода было завершено к августу 1914 г. Стоимость нефтепровода составила 4,5 млн. рублей. Его длина составила 162 км, диаметр 200 мм, производительность 700 тыс. т в год при рабочем давлении в 50 атмосфер. Трубопровод был разбит на четыре перегона, перекачивающие станции располагались в Грозном, Гудермесе, Хасав-Юрте и Темиргое. В порту Петровск (Махачкала) были построены нефтеперегонный завод, нефтеналивная эстакада и морской причал. Изменившаяся конъюнктура заставила соорудить насосную станцию в Махачкале и перекачивать нефть в обратном направлении.
В 1910—1911 гг. был построен нефтепровод Доссор —Ракуша диаметром 6 дюймов, длиной 120 км, производительностью 275 тыс. т в год и Ракуша —Море — также диаметром 6 дюймов, длиной 34 км, с той же производительностью. В 1913г. было начато строительство трубопровода Калужская— Афипская, диаметром 5 дюймов, длиной 25,5 км.
12
Все указанные выше нефте- и нефтепродуктопроводы имели общую протяженность 1278,7 км. Сопоставим данные по протяженности магистральных нефтепроводов в России и США к концу 1914 г.: в США общая протяженность трубопроводов составила 14000 км, из них магистральных — 7000 км. Уровень развития трубопроводного транспорта был явно не в пользу России, хотя уровень технической оснащенности был примерно одинаков.
В 1928 г. был пущен в эксплуатацию первый советский нефтепровод Грозный—Туапсе. Он предназначался для перекачки смеси сырой парафиновой нефти (60 — 70 %) с дистиллятами керосина и бензина (30 — 40 %). Трубопровод был полностью сооружен из отечественных материалов и оснащен отечественным оборудованием. Его годовая производительность составляла 1,5 млн. т. Диаметр трубопровода — 260 мм, протяженность — 618,4 км. По трассе трубопровода располагались семь перекачивающих станций. Линейная часть сооружена из сварных и цельнотянутых труб, которые на первых 175 км были соединены свинчиванием, на остальной длине — сваркой.
В 1938 г., в связи с развитием добычи нефти в Краснодарском крае, головной участок нефтепровода был использован под про-дуктопровод, а по концевому его участку транспортировали нефть в Туапсе от Краснодарских промыслов. Одновременно с нефтепроводом Грозный —Туапсе началось строительство трубопровода Баку —Батуми протяженностью 834,3 км. Основной диаметр трубопровода 10 дюймов (778,1 км), на протяжении 56,2 км диаметр тРуб равнялся 12 дюймам. По трассе трубопровода располагалось 13 перекачивающих станций. Трубы для прокладки трубопровода были закуплены за границей. Оборудование перекачивающих станций (за исключением трех) было изготовлено в СССР. Как показала дальнейшая эксплуатация трубопровода, в связи с изначальной непродуманностью задач, стоящих перед нефтяной промышленностью, перекачать всю добываемую для Батуми нефть не представлялось возможным, поэтому требовалось расширение производительности на 750 тыс. т. В 1943 г. трубопровод был полностью демонтирован, а его трубы использованы для трубопровода Астрахань — Саратов.
В 1931 г. началось строительство самого крупного нефтепро-дуктопровода Армавир —Трудовая диаметром 12 дюймов и протяженностью 454,7 км с двумя перекачивающими станциями и с го
13
1-4 164
довой производительностью 1,5 млн. т.
В 1932 г. началось строительство нефтепровода Гурьев —Орск диаметром 12 дюймов и протяженностью 708,7 км. Годовая производительность составляла 1,2 млн. т нефти. Предполагалось построить семь перекачивающих станций. С пуском этого нефтепровода в 1936 г. нефть Эмбинских промыслов получала выход на нефтеперерабатывающие заводы Урала и центра.
В 1932 г. в Башкирии открыто Ишимбаевское нефтяное месторождение, положено начало "Второго" Баку. Для вывоза нефти из Ишимбая в Уфу на нефтеперерабатывающий завод была построена в 1933— 1934 гг. ширококолейная железная дорога Ишимбай — Уфа протяженностью 171 км. К 1936 г. в связи с увеличением добычи нефти железная дорога и водный транспорт уже не справлялись с необходимым объемом нефтегрузов, поэтому начато строительство нефтепровода Ишимбай —Уфа диаметром 12 дюймов и длиной 168 км с одной перекачивающей насосной станцией. В последующем этот нефтепровод несколько раз менял направление перекачки. Пущен в эксплуатацию этот нефтепровод в 1937 г. Во второй пятилетке (1933— 1937 гг.) трубопроводная сеть СССР увеличилась еще на 1150,9 км.
В связи с интенсивным развитием нефтедобычи между Волгой и Уралом, а также в других новых районах требовалось быстрейшее развитие транспортных коммуникаций, и уже в четвертой пятилетке были построены первые послевоенные нефтепроводы. В 1947 г. пущен нефтепровод Туймазы —Уфа диаметром 350 мм и длиной 184 км. В 1950 г. была построена вторая нитка в этом направлении с трубами диаметром 350 мм. Из Туймазов до Бугуруслана в 1949 г. был проложен нефтепровод протяженностью 133 км и диаметром 300 мм. Были построены нефтепроводы небольшой протяженности: в Средней Азии — Ассаке —Ваковская, Майли — Ассаке, Кум да г—Вышка; на севере — Войвож —Ухта, а также в Саратовской и Куйбышевской областях. Рост добычи нефти в Туркмении и ограничения по перевозке нефти железнодорожным транспортом привели к необходимости продления трубопровода Кумдаг —Вышка (длина 40 км) до Красноводска. В 1947 — 1949 гг. построен нефтепровод Вышка — Красноводск протяженностью около 180 км. Общая протяженность трубопроводов к 1950 г. составила около 5550 км. В 1946 — 1950 гг. был подготовлен фундамент для создания в ближайшие годы трубопроводной сис
14
темы СССР, связывающей главные пункты нефтедобычи и нефтепереработки с основными районами потребления. Подтверждением этого является тот факт, что уже в следующей пятилетке к концу 1955 г. протяженность всех трубопроводов составила свыше 10000 км, по отношению к 1950 г. увеличилась вдвое. За пять лет было введено в эксплуатацию столько трубопроводов, сколько их было построено с 1878 по 1950 гг.; в пятой пятилетке сооружен самый крупный (протяженность 1332 км, диаметр 530 мм) нефтепровод Туймазы — Омск и нефтепровод Уфа — Омск диаметром 350 мм и длиной 1180 км. Диаметр труб 520 мм был применен впервые. В эти же годы были построены трубопроводы меньшей длины, среди которых Шкапово —Ишимбай, Альметьевск —Куйбышев, Бавлы —Куйбышев, Карабаш — Бавлы, Куйбышев —Саратов, Вышка — Красноводск (вторая нитка), Покровское — Сызрань, Миниба-ево —Бавлы, Ромашкино — Клявлино, Бугуруслан — Куйбышев, Озек-Суат —Грозный и др. Нефтепровод Озек-Суат —Грозный протяженностью 144 км, введенный в эксплуатацию в 1955 г., стал первым советским трубопроводом для перекачки высоковязкой нефти с подогревом — "горячий" нефтепровод. На 1 января 1957 г. — года сорокалетия Октябрьской революции — в эксплуатации находилось 11500 км магистральных трубопроводов, на которых располагалась 101 перекачивающая станция. В 1957 г. начинается строительство транссибирской магистрали Туймазы —Иркутск диаметром 720 мм и протяженностью 3662 км. Строился трубопровод последовательно тремя участками: Туймазы — Омск (1332 км); Омск —Новосибирск 9691 км); Новосибирск —Иркутск (1639 км).
Первые два участка нефтепровода были введены в эксплуатацию в 1959 г. В 1959 г. были завершены строительные работы на втором нефтепродуктопроводе Уфа —Омск (диаметр 530 мм, протяженность 1083 км). В 1956 г. сооружен нефтепровод Альметьевск—Азнакаево—Субханкулово (протяженность 110 км, диаметр 530 мм), по которому альметьевская нефть поступала в Субханкулово и далее в магистраль Туймазы — Омск — Новосибирск. В апреле 1956 г. пущен в эксплуатацию первый участок нефтепровода Альметьевск — Горький до Чистополя (протяженность 43 км). До окончания строительства этого нефтепровода (протяженность 579 км, диаметр 530 мм) нефть перекачивали по первому участку до Чистопольской пристани на р. Каме, далее ее погружали на тан
15
керы и доставляли на заводы Горького и Ярославля. С пуском всего трубопровода водные перевозки значительно сократились. В шестой пятилетке построены нефтепроводы Альметьевск — Пермь (длина 446 км, диаметр 350 мм) и небольшой протяженности Муханово —Куйбышев, Серные воды —Кротовка, Чекмагуш — Уфа (в будущем часть продуктопровода Уфа —Камбарка), Калта-сы —Уфа, Альметьевск —Субханкулово —Орск, Жирное — Волгоград. Кротовка —Куйбышев, Шкапово — Субханкудово, Челекен — Белек, Белек — Красноводск и др.
В 1959 г. 10 сессия Совета экономической взаимопомощи приняла решение о строительстве магистрального нефтепровода из СССР в Польшу, Чехословакию, ГДР и Венгрию. Этот нефтепровод не имел себе равных в мировой практике. Общая длина нефтепровода со всеми ответвлениями превышала 6000 км. Начинался он в Куйбышевской области (НПС "Лопатино") и в районе г. Мозыря (Белоруссия) разделялся на две части: северная —- через Польшу (700 км) в ГДР, южная — через Чехословакию (400 км) в Венгрию.
В седьмой пятилетке в 1964jr. был сдан в эксплуатацию последний участок нефтепровода Туймазы — Иркутск. Завершено строительство продуктопровода Пенза —Брянск (длина 750 км, диаметр 530 мм). За период 1961 — 1965 гг. были построены небольшие по длине нефтепроводы, среди которых можно выделить следующие: Горький — Рязань, Озек-Суат —Грозный (2-я нитка), Каменный Лог — Пермь, Альметьевск — Куйбышев, Рязань — Москва и др.
К концу седьмой пятилетки начинается разработка месторождений Западной Сибири. В 1965 г. там было добыто около 1 млн. т нефти. В конце 1965 г. завершено строительство первого сибирского нефтепровода Шаим —Тюмень (диаметр 530 — 720 мм, протяженность 410 км).
За 1961 — 1965 гг. было построено около 11000 км трубопроводов, и их общая протяженность на конец 1965 г. составила 28,5 тыс. км.
В восьмой пятилетке начато строительство нефтепровода Узень —Гурьев —Куйбышев для перекачки высоковязкой нефти месторождений Казахстана. Мангышлакскую высокопарафинистую нефть с температурой застывания 30 — 32 °C перекачивали по трубопроводу диаметром 1020 мм с подогревом. Для этой цели
16
было построено 18 станций подогрева нефти. Своевременный пуск в эксплуатацию этого нефтепровода позволил значительно увеличить добычу нефти (более чем в 10 раз) и довести ее к 1975 г. до 20 млн. т. В 1970 г. закончено строительство нефтепровода Альметьевск—Горький (третья нитка) диаметром 820 мм, протяженностью 580 км. От Горького был проложен трубопровод до Ярославля, а в 1969 г. из Ярославля нефть перекачивали еще дальше — в Кириши. Расширяется нефтепровод "Дружба". В эти годы его длина увеличивается на 2000 км (диаметр труб в основном 1020 мм) за счет ввода параллельных ниток, и его общая длина приближается к 8000 км.
К концу 1970 г. по нефтепроводу "Дружба" уже перекачивают нефти Татарии, Башкирии, Удмуртии, Мангышлака, Куйбышевской области и Западной Сибири. Появляются два новых нефтепровода в Западной Сибири — это прежде всего нефтепровод Усть-Балык — Омск, пущенный в эксплуатацию в 1967 г. Его диаметр 1020 мм и протяженность более 950 км. Строители проложили водные переходы через Обь и Иртыш. В связи с отсутствием путей подвоза труб при строительстве этого нефтепровода использовали транспортную авиацию. Второй нефтепровод — Нижневартовск — Усть-Балык имел более скромные размеры (диаметр 720 мм, протяженность 250 км). Но по условиям прокладки не уступал первому. 110 км этого нефтепровода — это бездонные болота, большие и малые реки, ручьи и овраги. Не менее сложным был переход через р. Обь (длина 1,8 км). Три построенных сибирских нефтепровода обеспечивали к концу 1970 г. перекачку к основным трассам и нефтеперерабатывающим заводам более 30 млн. т нефти. Общая же протяженность трубопроводов к концу 1970 г., с учетом построенных в восьмой пятилетке 10 тыс. км, составила 38,5 тыс. км.
В 1971 — 1975 гг. строительство нефтепроводов продолжалось с еще большей интенсивностью, и было построено около 19 тыс. км трубопроводов (наибольший показатель за все пятилетки). Выделяется из всех нефтепровод Усть-Балык —Курган —Уфа —Альметьевск диаметром 1020— 1220 мм и протяженностью 2100 км, пущенный в эксплуатацию в мае 1973 г. На его строительство ушло 18 месяцев. При строительстве трубопровода впервые был использован поточный метод ведения работ, который в последующем стал обязательным. Именно этот трубопровод вывел тюменскую
17
нефть в европейскую часть страны и даже в Новороссийский порт по введенному в эксплуатацию в эти же годы нефтепроводу Куйбышев — Тихорецкая — Новороссийск (диаметр 1020 — 1220 и длина около 1550 км).
В 1973 г. Западная Сибирь вышла по объему добычи на первое место в СССР, и добыча продолжала наращиваться. В связи с этим уже в 1974 г. начато строительство еще одного сибирского нефтепровода Нижневартовск —Куйбышев диаметром 1220 мм, длиной 2150 км. На этом трубопроводе участок длиной 1180 км был завершен уже к концу 1975 г. Этот трубопровод был соединен перемычкой с нефтепроводом Усть-Балык —Альметьевск. В сибирском регионе шло строительство трубопровода Александровское — Анжеро-Судженск диаметром 1220 мм и протяженностью 817 км с дальнейшим продолжением до Иркутска.
На севере СССР в августе 1973 г. запущен нефтепровод Уса— Ухта диаметром 377 мм, а к 1975 г. его продолжили до Ярославля и Москвы и его общая длина составила 1850 км. Продолжал увеличиваться и нефтепровод "Дружба". По окончании строительства второй очереди его протяженность была доведена до 10 тыс. км.
В 1976 г. завершено строительство на всем протяжении нефтепровода Нижневартовск —Куйбышев. В эти же годы шло строительство нефтепровода, проходящего по так называемому "северному коридору". Это нефтепровод Сургут —Полоцк диаметром 1020 мм, протяженностью 3250 км. Строительство этого нефтепровода велось поэтапно в течение 1977 — 1981 гг. Возведены 32 перекачивающие станции, выполнено около 1450 переходов через естественные и искусственные препятствия. Было преодолено более 400 км болот. В июне 1976 г. введен в эксплуатацию нефтепровод Холмогоры — Сургут диаметром 820 мм и протяженностью 250 км. С помощью этого нефтепровода стало возможным ввести в общую нефтепроводную систему нефть с удаленных холмогорских промыслов.
В 1980—1985 гг. трубопроводная сеть страны увеличилась на 10,6 тыс. км нефтепроводов и 5,8 тыс. км продуктопроводов. В 1983 г. сдан в эксплуатацию нефтепровод Павлодар —Чимкент диаметром 820 мм и протяженностью 1600 км, нефтепровод Грозный—Баку (720 мм, 600 км), участок нового нефтепровода Холмогоры—Клин (1220 мм, 519 км).
Начавшаяся 12-я пятилетка практически оказалась неокон
18
ченной, а вместе с ней не были выполнены планы строительства нефтепроводов. Изменения в политической структуре, экономические перемены привели практически к остановке в 1990 г. строительства новых магистралей.
В течение 1985— 1990 гг. осуществлялась лишь достройка введенных в эксплуатацию в предыдущей пятилетке нефтепроводов (прежде всего насосных станций). На 1 января 1987 г. в СССР было построено и введено в действие 94 тыс. км магистральных нефте-и нефтепродуктопроводов. Управление и организацию работы всех нефтепроводов СССР осуществляла Главтранснефть (Главное управление по транспорту и поставкам нефти). В Главтранснефти действовало 16 управлений магистральных нефтепроводов. Общая протяженность магистральных нефтепроводов, входящих в состав Главтранснефти, к 1990 г. превышала 70 тыс. км. Кроме того, в подчинение Главтранснефти входили Управление пусконаладочных работ, Дирекция по строительству нефтепроводов, Отряд работ и другие подразделения. Главтранснефть поставляла нефть не только по СССР, но и являлась основным поставщиком нефти за рубеж.
В конце 1991 г. СССР исчезает с политической карты мира. 15 новых государств разделили общее имущество, в том числе и нефтепроводы. Только в России осталась единая нефтепроводная система. Все остальные страны получили лишь локальные магистральные нефтепроводы или транзиты, обслуживающие Россию. В России произошла практически полная реорганизация нефтяной промышленности. Главтранснефть преобразована в акционерную компанию "Транснефть". В настоящее время ОАО "АК Транснефть" эксплуатирует 48,364 тыс. км магистральных нефтепроводов диаметром от 400 до 1220 мм, 322 насосные станции, 855 резервуаров общей вместимостью 12,6 млн. м3.
Магистральных газопроводов до 1917 г. на территории России не было. Использование попутного нефтяного газа как промышленного и бытового топлива началось с конца девятнадцатого века. Такое использование было только в районах добычи и переработки углеводородного сырья, поскольку основным средством транспорта газа являлись трубопроводы.
До 1940 г. осуществлялась лишь транспортировка попутного газа по нефтепроводам малого диаметра (до 399 мм) на короткие расстояния. Доля газа в топливном балансе страны была незначительна.
19
В 1943 г. сооружен первый в СССР газопровод Похвистнево — Куйбышев протяженностью 135 км и диаметром 300 мм. В годы войны (1941 — 1945 гг.) был построен также газопровод Войвож — Ухта диаметром 300 мм, протяженностью 127 км.
В декабре 1944 г. начато строительство крупнейшего по тем временам магистрального газопровода Саратов —Москва протяженностью 800 км и диаметром 325 мм, который был пущен в эксплуатацию в июне 1946 г. По проекту его пропускная способность составляла 1,33 млн. м3/сут газа, для чего было необходимо соорудить шесть компрессорных станций. На каждой компрессорной станции устанавливали по четыре газомотокомпрессора мощностью 1000 л. с. каждый, один из них был резервным. В 1952 г. введен в эксплуатацию газопровод Дашава — Киев — Брянск — Москва протяженностью 1300 км и диаметром 530 мм. Общая протяженность газопроводов в СССР к концу 1955 г. составляла 4861 км.
До начала 1960 г. строили отдельные газопроводы, соединяющие газовые месторождения с промышленными центрами. К середине 60-х гг. были созданы системы магистральных газопроводов, среди которых Центральная, Восточно-Украинская, Западная, Поволжская, Средне-Азиатская и Уральская. Эти системы объединили крупнейшие газоносные районы. С этого времени началось формирование единой системы газоснабжения СССР путем кольцевания региональных систем газоснабжения. В 1970— 1980 гг. основным направлением развития газотранспортной системы являлась концентрация газотранспортных мощностей за счет внедрения труб большого диаметра (1220, 1420 мм) и газонефтеперекачивающих агрегатов больших единичных мощностей. В 1982 г. впервые в мировой практике был введен в эксплуатацию газопровод диаметром 1420 мм на участке Медвежье — Надым. Энергетический потенциал потока газа, транспортируемого по трубопроводу диаметром 1420 мм при давлении 7,5 МПа, эквивалентен мощности электростанции, равной 15 тыс. МВт. Составляя в 80-е годы 11 % от общей протяженности газопроводной системы СССР, магистрали нового типа обеспечивали транспортировку 40 % добываемого газа. В это время впервые в мире многониточная система трансконтинентальных газопроводов сооружается в едином коридоре, причем каждый трубопровод выводится на проектную мощность в год пуска. Для сооружения трубопроводов в 80-е годы использованы качественно новые организации и технологии стро-20
ительства. Широко применялись блочно-комплексные компрессорные станции с экономичными газоперекачивающими агрегатами. Начинается серийный выпуск стационарных газоперекачивающих агрегатов мощностью 25 МВт с полноприводными нагнетателями.
К моменту распада СССР газовая промышленность, включая и транспорт газа, находилась на высоком уровне развития и по оснащенности оборудованием и по использованию самых современных технологий превосходила практически все основные отрасли промышленности.
21
ГЛАВА2
НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
2.1.	НАСОСНЫЕ АГРЕГАТЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ НА НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЯХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
2.1.1.	Основные сведения о насосах
Насосом называется гидравлическая машина, в которой подводимая извне энергия (механическая, электрическая) преобразуется в энергию потока жидкости.
Насосным агрегатом называют насос, двигатель и устройство для передачи мощности от двигателя к насосу, собранные в единый узел.
В основу классификации по принципу действия положены различия между насосами в механизме передачи подводимой извне энергии потоку жидкости, протекающей через них. По принципу действия насосы можно условно разделить на две группы: динамические и объемные.
В динамических насосах жидкость приобретает энергию в результате силового воздействия на нее рабочего органа в рабочей камере. К этой группе относят следующие насосы:
лопастные (центробежные, диагональные и осевые), в которых постоянное силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывают обтекаемые ею лопасти вращающегося рабочего колеса;
вихревые, в которых постоянное силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывают вихри, срывающиеся с канавок вращающегося рабочего колеса;
22
струйные, в которых постоянное силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывает подводимая извне струя жидкости, пара или газа, обладающая высокой кинетической энергией;
вибрационные, в которых силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывает клапан-поршень, совершающий высокочастотное возвратно-поступательное движение.
В объемных насосах жидкость приобретает энергию в результате воздействия на нее рабочего органа, периодически изменяющего объем рабочей камеры.
К этой группе относят:
поршневые и плунжерные, в которых периодическое силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывают поршень или плунжер (длина его цилиндрической части много больше его диаметра), совершающие возвратно-поступательное движение в рабочей камере;
роторные, в которых периодическое силовое воздействие на протекающую через насос жидкость оказывают поверхности шестерен или винтовых канавок, расположенных на периферии вращающегося ротора.
К основным энергетическим параметрам любого насоса относят следующие величины:
подачу О — объем жидкости, проходящей через насос в единицу времени (л/с; м3/с; м3/ч);
напор Н — приращение удельной механической энергии жидкости, протекающей через насос (м),
Ц^Р'2~Р' । „ (2 !) Pg 2g
где Pi, Рг — давление жидкости в сечениях до и после насоса;
и1г о2 — скорость жидкости в тех же сечениях;
р— плотность жидкости;
z— расстояние по вертикали между точками замера р, и р2; g— ускорение свободного падения;
мощность N — потребляемая насосом мощность. Полезная мощность насоса — это мощность, сообщаемая насосом перекачиваемой жидкости:
23
Nn = Qp = QpgH,
(2-2)
где p — давление, развиваемое насосом.
Полезная мощность насосного агрегата —- это мощность, сообщаемая рабочей среде насосным агрегатом:
Nh = Ч Пдв Ппер-	(2.3)
где Na — потребляемая мощность насосного агрегата (определяется путем измерения энергии, подводимой от двигателя);
Пдв. Лпер. — коэффициент полезного действия двигателя привода и передачи от двигателя к насосу.
Коэффициент полезного действия ц есть отношение полезной мощности Nn к потребляемой мощности насоса и учитывает потери энергии в насосе:
Nn OHpg
Т]=— =----—•	(2.4)
N N	1	'
КПД насосного агрегата — это отношение полезной мощно-
N сги насоса к мощности насосного агрегата: ца =	.
Кавитационный запас насоса Лй характеризует кавитационные качества насоса и представляет превышение удельной энергии на входе в насос над удельной энергией, соответствующей давлению насыщенных паров жидкости при температуре перекачки:
2
m=Pl+2l_p±	(2.5)
pg ^g pg
где ps — давление насыщенных паров жидкости.
Расстояние по вертикали от уровня жидкости в емкости до оси горизонтальных насосов, оси поворота лопастей вертикальных осевых насосов, оси напорного патрубка вертикальных центробежных насосов, верхнего положения поршня вертикальных поршневых насосов называют геометрической высотой всасывания hB.
Коэффициент быстроходности насоса или удельная быстроходность — это частота вращения модели ротора, геометрически подобной насосу, которая создает напор, равный 1 м при подаче 0,075 м3/с
24
Благодаря высокой экономичности, надежности, удобству эксплуатации, малым габаритным размерам лопастные насосы нашли широкое применение в различных отраслях промышленности, том числе и в нефтяной. Классифицируют их по различным признакам: характеру движения жидкости в проточной части насоса, конструкции, назначению и т. д.
Лопастные насосы подразделяют:
по форме рабочего колеса — на центробежные, диагональные и осевые;
по расположению вала насоса — на горизонтальные и наклонные;
по числу рабочих колес — на одноступенчатые и многоступенчатые;
по напору — на низконапорные (Н < 20 м), средненапорные (Н = 20 4- 60 м) и высоконапорные (Н > 60 м);
по роду перекачиваемой жидкости и назначению.
В нефтяной промышленности, в том числе и в транспорте нефти и нефтепродуктов, наиболее распространены насосы центробежные, одноступенчатые с двусторонним входом жидкости к рабочему колесу.
2.1.2.	Принцип работы центробежных насосов
В центробежных насосах (рис. 2.1) жидкость движется в осевом направлении от всасывающего патрубка к центральной части рабочего колеса. В рабочем колесе поток жидкости поворачивается на 90 ° и симметрично относительно оси вращения растекается по каналам вращающегося колеса I, образованным стенками переднего и заднего дисков 5 и рабочими лопастями 2. Рабочие лопасти передают жидкости энергию привода насоса. Статическое давление в ней и ее скорость возрастают. Из рабочего колеса 1 поток жидкости выходит под некоторым углом к касательной его наружного диаметра. Общее направление движения потока при этом совпадает с направлением вращения рабочего колеса. Далее по спиральному отводу 3 жидкость поступает в конический диффузор 4, где ее кинетическая энергия преобразуется в потенциальную.
25
Рис. 2.1. Принцип работы центробежного насоса (схема центробежного насоса)
26
2.1.3.	Основные и подпорные центробежные насосы для магистральных трубопроводов
Общие технические условия на насосы для трубопроводов регламентируются ГОСТ 12124 — 80. Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. В нем определены параметры, размеры и технические требования к основным и подпорным насосам. К основным насосам относят 13 типов насосов, а с учетом сменных роторов — 27 (табл. 2.1). Насосы в таблице размещены в порядке возрастания подачи от 125 до 10000 м3/ч. Наибольшую подачу обеспечивает насос НМ 10000-210, расшифровка обозначения которого читается так: "Насос магистральный с подачей 10000 м3/ч и напором 210 м”.
Насосы с подачей до 1250 м3/ч — секционные, многоступенчатые; с подачей более 1250 м3/ч — одноступенчатые, спиральные, двустороннего входа, имеющие от одного до трех сменных роторов на подачи 0,5Оо, 0,7Оо, 1,25Оо (О,, — номинальная подача насоса).
Все насосы нормального ряда, имеющие единую частоту вращения 3000 об/мин, изготавливают в горизонтальном исполнении; при разборке их не требуется отсоединения входного и выходного патрубков.
Проектирование насосов на максимально возможную частоту вращения (3000 об/мин) для электродвигателей, работающих на токе частотой 50 Гц, обусловлено тем, что при дальнейшем увеличении частоты вращения вала возрастает скорость входа жидкости в насос, что приводит к возникновению кавитации.
Технические требования к насосам магистральных трубопроводов регламентированы Государственными стандартами, в соответствии с которыми насосы можно использовать для перекачки нефти и нефтепродуктов с температурой — 5 ч- + 80 °C, кинематической вязкостью не выше 3 • 10-4 м2/с, с содержанием механических примесей по объему не более 0,05 % и размером не более 0,2 мм. Общий вид насосных агрегатов различной производительности показан на рис. 2.2 и 2.3.
Схематично конструкция основного центробежного насоса для магистральных трубопроводов представлена на рис. 2.4.
Основным элементом насоса является рабочее колесо 5, насаженное на шпонке на вал 2. Вал с рабочим колесом размещен
27
ю со	Характеристика магистральных центробежных насосов ряда НМ											Таблица 2.1	
	О ^0	О о		S	О о	О со	260	240	230	230	210	210	О
Показатель	иэ CN S	о со S	6 CN S	S со	-500-3	о	1250-	О о со	2500-	3600-	О о о	7000-'	i
				S		Ё		S	5		S	5	
	X	I	I	I	I	I	I	I	I	I	I	I	
Подача, м3/ч	125	180	250	360	500	710	1250	1800	2500	3600	5000	7000	10000
Напор, м	550	500	475	460	300	710	260	240	230	230	210	210	210
Допустимый кавитационный запас, не менее, м	4	5	6	8	12	14	20	25	32	40	42	52	65
КПД, не менее, %	68	70	72	76	78	80	80	83	86	87	88	89	89
Масса, не более, кг,	950	1950	300	3300	3100	3200	3000	4300	5350	5750	7050	7300	11400
насоса агрегата	—	—	—	8272	7510	—	10342	—	13024	15620 17906		22320	29400
Диаметр рабочего колеса, м	—	—	—	0,3	0,3	—	0,43	—	0,43	0,45	0,45	0,475	0,495
Мощность насоса, кВт	—	—	—	483	435	—	960	—	1570	2230	2800	3870	5540
Мощность двигателя, кВт	320	—	—	630	500	—	1250	—	2000	2500	3200	5000	6300
ВидА
Рис. 2.2. Насосный агрегат серии НМ (производительность > 1250 м3/ч)
*0
Рис. 2.3. Насосный агрегат серии НМ (производительность < 1250 м3/ч)
в корпусе 3, где осуществляется подвод 7 и отвод 6 перекачиваемой жидкости. Для разделения области всасывания от области нагнетания используют щелевые уплотнения 4. Для предотвращения утечек в месте выхода вала из корпуса насоса применяют торцевые уплотнения 9. Основным подшипником является подшипник скольжения 10. Разгрузку ротора от осевых усилий обеспечивает рабочее колесо с двусторонним входом. Остаточные осевые нагрузки воспринимаются радиально-упорным подшипником 1. Разгрузка торцевых уплотнений осуществляется с помощью труб 8, соединенных с камерами уплотнений, отделенными от входной полости насоса разделительными втулками 13. При помощи труб 12 осуществляют отвод утечек из камер сбора утечек. Насос соединяют с двигателем при помощи зубчатой муфты 11. Приемный и напорный патрубки расположены в нижней части корпуса и направлены горизонтально в прогивоположные стороны. Конструкция насосов обеспечивает надежную работу при их последовательном соединении. Система смазки насосов централизованная с принудительной подачей масла. Системы сбора утечек и разгрузки торцевых уплотнений герметизированы, закрытого типа.
Для обеспечения необходимого напора на входе основных насосов используют подпорные насосы. Подпорные насосы в основном соединяют параллельно. В настоящее время на насосных станциях в качестве подпорных применяют насосы типа НД, НМП иНПВ.
Насосы ряда НД эксплуатируют на трубопроводах постройки прошлых лет. Насос НД — одноступенчатый с рабочим колесом и двусторонним входом для жидкости. Корпус насоса имеет горизонтальный разъем вдоль оси стального вала. Наиболее часто используемый насос 14НДсН имеет подшипники скольжения с разъемом в горизонтальной плоскости. Маркировка этого насоса означает: первая цифра — диаметр напорного патрубка в мм, уменьшенный в 25 раз; Н — насос; Д — рабочее колесо двустороннего входа; индексы "в" и "с" — соответственно высоконапорный и средненапорный; Н — нефтяной.
Наибольшее распространение имеют насосы НМП — центробежные, горизонтальные, спиральные, одноступенчатые. Основные элементы насоса — корпус, ротор, торцевые уплотнения и подшипниковые опоры. Как и у основных насосов, приемный и напорный патрубки расположены в нижней части корпу
32
са, имеющего горизонтальный разъем. Рабочее колесо — литое, вход для жидкости — двусторонний. Безкавитационная работа обеспечивается установкой перед входом в рабочее колесо литых предвключенных колес. Опорами ротора являются подшипники качения. Частота вращения вала насосов ряда НМП около 1000 об/мин. Марка насосов расшифровывается следующим образом: НМП 3600-78 — насос магистральный подпорный с подачей 3600 м3/ч и напором 78 м.
Широко применяются на магистральных нефтепроводах вертикальные подпорные насосы ряда НПВ. Насосы данного ряда — центробежные вертикальные предназначены для установки на открытых площадках и могут работать при температурах от — 50 °C до + 45 °C. Вертикальные насосы опускают в колодец, заполненный нефтью. Двигатель расположен вертикально и работает на открытом воздухе. В качестве двигателей используют вертикальные, асинхронные, коротко-замкнутые электродвигатели во взрывозащищенном исполнении с частотой вращения вала 1500 об/мин и напряжением 10 кВт. Технические характеристики подпорных насосов всех типов приведены в табл. 2.2.
Таблица 2.2
Характеристика подпорных насосов
Показатель	14НДсН	НМП 2500-74	НМП 3600-78	НМП 5000-115	НПВ 1250-60	НПВ 2500-80	НПВ 3600-90	НПВ 5000-120
Подача, м3/ч	1260	2500	3600	5000	1250	2500	3600	5000
1 lanop, м	37	74	78	115	60	80	90	120
КПД, % 11астота враще-п ия вала,	87	72	83	85	78	83	84	85
об/мин 11аружный	960	1000	1000	1000	1500	1500	1500	1500
диметр, м Допустимый кавитационный	0,540	0,690	0,725	0,840	0,430	0,525	—	—
запас, м	5	3	3	3,5	2,2	3,2	4,8	5,0
Масса, кг	—	7775	7775	9321	11940	11870	1700	16700
33
2 I - 164

Рис. 2.5. Насосный агрегат с насосом ряда НМП
w Рис. 2.6. Насосный агрегат с насосом ряда НПВ
Рис. 2.7. Конструкция насосного агрегата с насосом ряда НПВ:
1 и 3 — предвключенные колеса; 2 — рабочее колесо; 4 и 18 — подшипники скольжения; 5 и 12— напорные секции; 6 — втулочно-пальцевая муфта; 7 — сдвоенные радиально-упорные шарикоподшипники; 9—напорная крышка; 10—кольцевые уплотнения ротора; 11 —стакан; 13—вал; 14м 17—подводы;
15 — переводной канал; 16 — спиральный корпус
36
Внешний вид насосных агрегатов с подпорными насосами представлен на рис. 2.5 и 2.6. На рис. 2.7 представлена конструкция насосного агрегата с насосом типа НПВ. Преимущества таких насосов заключаются в отсутствии необходимости строить заглубленные станции, расположенные на открытых площадках в непосредственной близости к резервуарному парку.
В качестве привода, как правило, применяют асинхронные или синхронные электродвигатели.
Двигатель выбирают с учетом следующих положений:
а)	обеспечение электроэнергией для питания электродвигателей должно быть рассчитано на суммарную мощность до 20000 кВт;
б)	соединение вала насоса с валом электродвигателя должно быть простейшим. Мощность электродвигателя для привода насоса определяется по формуле
N = (1,05-^1,15)^^,	(26)
П
где ц — полный КПД установки;
1,05 н- 1,15 — коэффициент запаса.
2.1.4.	Характеристики магистральных насосов
В практике эксплуатации центробежных насосов распространение получили три вида характеристик: характеристика насоса; частная кавитационная характеристика; кавитационная характеристика.
Характеристика насоса — это зависимость основных технических показателей насоса (напора Н, мощности N и КПД) от подачи Q при постоянной частоте вращения и физических свойствах перекачиваемой жидкости (плотность и вязкость). В каталогах приведены характеристики магистральных насосов по данным заводских испытаний на холодной воде. Запуск в серийное производство центробежных насосов производят после промышленных испытаний на нефти в условиях работы насосной станции. На рис. 2.8 приведена характеристика насоса НМ 10000-210.
Из-за особенностей эксплуатации нефтепроводов к характеристикам насосов предъявляются следующие требования:
37
2-2 - 164
О, м3/ч
Рис. 2.8. Характеристика магистрального центробежного насоса НМ 10000-210
1)	напорная характеристика должна быть монотонно падающей, пологой. Монотонность создает устойчивую работу на сеть в любом диапазоне подач. При пологой характеристике уменьшаются потери на дросселирование, стабилизируется давление в трубе, в результате чего уменьшаются динамические нагрузки на трубу;
2)	тип насоса следует выбирать таким, чтобы КПД был наибольшим. Насосы типа НМ имеют КПД до 89 %;
3)	КПД не должен существенно уменьшаться в возможно более широком диапазоне подач. Снижение КПД не должно превышать 2 -е- 3 % в диапазоне подач 0,8 -s-1,2.
Частная кавитационная характеристика представляет собой зависимость напора и КПД насоса от кавитационного запаса при постоянных значениях подачи, частоты вращения, физических свойств жидкости.
Кавитационная характеристика представляет собой зависимость допускаемого кавитационного запаса от подачи насоса при постоянной частоте вращения и свойствах жидкости. Кавитационная характеристика является исходной для расчета бескавитаци-онной работы насоса.
38
2.2.	ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ
2.2.1.	Основные сведения о магистральных трубопроводах
К магистральным трубопроводам1 относят трубопроводы диаметром более 200 мм и протяженностью свыше 50 км. Магистральные трубопроводы имеют в своем составе: линейную часть, нефтеперекачивающие станции (НПС), конечные пункты.
Магистральный трубопровод входит в состав одного или нескольких линейных производственных управлений (ЛПУ) или районных управлений магистральных трубопроводов (РУМНП, РУМНПП). Границей эксплуатационных участков между линейными и районными управлениями служат задвижки. ЛПУ (РУМНП, РУМНПП) как хозрасчетное производственное подразделение входит в состав предприятия — управления магистральных трубопроводов (РУМНП, УМНПП). В настоящий момент такие управления преобразованы в акционерные общества и компании (АО, АК) и входят в состав АК "Транснефть” РФ или в состав АК "Транснефтепродукт” РФ.
ЛПУ (РУМНП, РУМНПП) осуществляют непосредственное управление эксплуатацией одного или нескольких трубопроводов (или их участков) с комплексом всех станционных сооружений. Проект магистрального трубопровода выполняют в соответствии с требованиями, предусмотренными нормативными документами. При проектировании магистрального трубопровода необходимо обеспечить большую его экономичность по сравнению с другими видами транспорта, а также обеспечить надежность работы трубопровода и бесперебойность подачи по нему нефти или нефтепродуктов. Основные рабочие параметры, определяющие техникоэкономическую характеристику проектируемого трубопровода, — рабочее давление р, расстояние между перекачивающими станциями £ст, пропускная способность Q, диаметр трубопровода D. Эти
1 Здесь и далее под трубопроводом понимают нефтепроводы и нефтепро-дуктопроводы. В случае необходимости в дальнейшем для пояснения особенностей проектирования и эксплуатации будут использованы общепринятые сокращения: магистральные нефтепроводы — МНП; магистральные нефте-продуктопроводы — МНПП, разветвленные нефтепродуктопроводы — РНПП или просто нефтепродуктопровод — НПП.
39
параметры задаются в задании на проектирование. Кроме этих параметров, в задании указывают полные характеристики перекачиваемых жидкостей и условия эксплуатации трубопроводов (информация по климату, геологии, гидрогеологии ит. д.).
Разрабатывая на стадии проектирования основные рабочие параметры трубопровода, необходимо обеспечить несущую способность материала труб и максимальную загрузку трубопровода и всех НПС. Задавая годовой объем перекачки, за расчетное время работы трубопровода принимают в среднем 350 сут в году (8400 ч), 15 сут оставляют на профилактический ремонт или непредвиденные остановки трубопровода.
По нормам технологического проектирования все расчеты при проектировании проводятся при минимальной температуре грунта на глубине заложения оси трубопровода.
2.2.2.	Классификация НПС и характеристика основных объектов
НПС — это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки заданного количества нефти или нефтепродуктов. НПС магистральных трубопроводов подразделяют на головные и промежуточные.
Головная НПС располагается вблизи нефтяных сборных промыслов (МНП) или нефтеперерабатывающих заводов (МНПП) и предназначается для приема нефти или нефтепродуктов и для обеспечения их дальнейшей перекачки по трубопроводу. Все объекты, входящие в состав перекачивающих станций, можно разделить на две группы:
1)	объекты основного (технологического) назначения;
2)	объекты вспомогательного и подсобно-хозяйственного назначения.
К первой группе относят: основную и подпорную насосные станции (насосные цеха); резервуарный парк; сеть технологических трубопроводов с площадками фильтров и камерами задвижек или узлами переключения; узлы учета; камеру пуска-приема очистных устройств, совмещенную с узлами подключения к трубопроводу; узлы предохранительных и регулирующих устройств.
Ко второй группе относят: понижающую электростанцию с открытым и закрытым распределительными устройствами; комплекс сооружений по водоснабжению станции и жилого поселка
40
при ней; комплекс сооружений по водоотведению бытовых и промышленно-ливневых стоков; котельную с тепловыми сетями; инженерно лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские; мастерские контрольно-измерительных приборов (КИП) и автоматики; гараж; административно-хозяйственный блок с проходной; складские помещения для оборудования и ГСМ ит. д.
Головные НПС являются наиболее ответственной частью всего комплекса магистрального трубопровода и во многом определяют его работу в целом. На них выполняют следующие основные технологические операции: прием и учет нефти или нефтепродуктов, закачку их в резервуарный парк для краткосрочного хранения, откачку нефти или нефтепродуктов в трубопровод; прием, запуск очистных, разделительных и диагностических устройств. Кроме того, производят внутристанционные перекачки (перекачку из резервуара в резервуар, перекачку при зачистке резервуаров и т. д.). На головных станциях можно производить подкачку нефти или нефтепродуктов с других источников поступления, например с других трубопроводов.
Промежуточные НПС предназначены для повышения давления перекачиваемой жидкости в трубопроводе, и их размещают по трассе согласно гидравлическому расчету. Они имеют в своем составе в основном те же объекты, что головные перекачивающие станции, но вместимость их резервуаров значительно ниже, либо они отсутствуют (в зависимости от принятой схемы перекачки). Отсутствуют на промежуточных НПС узлы учета, подпорная насосная (при отсутствии резервуарного парка).
Строительство НПС магистральных трубопроводов отличается большой трудоемкостью, необходимостью выполнять различные по объему и характеру строительные, монтажные и специальные работы в разных природно-климатических зонах. Значительный объем работ требует привлечения больших материальных затрат и трудовых ресурсов. Привлечение трудовых ресурсов при строительстве НПС в отдельных районах затруднено из-за отсутствия социальной инфраструктуры. В связи с этим большое значение имеют снижение капитальных, эксплуатационных затрат при строительстве и эксплуатации НПС, сокращение сроков их строительства.
Это достигается путем использования блочно-комплектных, блочно-модульных НПС и станций открытого типа. Основное от
41
2-3 - 164
личие этих НПС от НПС традиционного (стационарного) типа заключается в отсутствии на территории капитальных зданий, сооруженных из кирпича, бетона, железобетона. Все оборудование, технологические коммуникации, КИП и автоматика входят в состав функциональных блоков, скомпонованных в виде транспортабельных монтажных блоков, блок-боксов и блок-контейнеров.
Монтажные блоки — технологическое оборудование, собранное вместе с трубопроводами, КИП и автоматикой на общей раме.
Блок-боксы — транспортабельные здания, внутри которых размещаются технологические установки и инвентарное оборудование.
Блок-контейнеры — технологические установки с индивидуальными укрытиями, внутри которых создается микроклимат, необходимый для нормальной работы оборудования.
Монтажные блоки, блок-боксы и блок-контейнеры собирают на сборочно-комплектовочных базах или заводах, где происходит их испытание, и в полностью собранном виде их доставляют на строительную площадку.
Блочно-комплектные НПС включают в себя набор отдельно стоящих блоков и блок-боксов технологического, энергетического и вспомогательно-функционального назначения, а также общее укрытие для магистральных насосных агрегатов с технологическими трубопроводами и вспомогательными системами.
Блочно-модульные НПС представляют собой дальнейшее развитие блочно-комплектных насосных станций. На НПС этого типа все оборудование группируют по функциональным признакам в блок-модули. Блок-модули всех типов изготавливают только в заводских условиях. На блочно-модульных НПС отказались от монтажа отдельно стоящих блоков с индивидуальными системами жизнеобеспечения, и вместо них применяют общие отапливаемые инвентарные укрытия требуемой площади.
На НПС открытого типа насосные агрегаты вместе со всеми вспомогательными системами размещают под навесом на открытом воздухе. От воздействия окружающей среды насосные агрегаты защищают индивидуальными металлическими кожухами. Внутри кожухов размещены автономные системы вентиляции с калориферами для охлаждения электродвигателей при нормальной работе и подогреве их во время вывода агрегатов в резерв в холодное время года. Эти НПС работают нормально при темпе
42
ратуре окружающей среды от — 40 °C до + 50 °C.
На основе разработанных проектов могут быть сооружены унифицированные блочно-комплектные НПС с различной пропускной способностью. Нормальный ряд предусматривает четыре типа унифицированных НПС: БКНС-1,25; БКНС-2,5; БКНС-3,6; БКНС-12,5. Численные значения в маркировке означают пропускную способность перекачивающей станции в тыс. м3/ч. Сравнив НПС традиционного типа и блочно-комплектные НПС, приняв производственные показатели первого типа за 100 %, приведем показатели для НПС второго типа: относительная стоимость строительства — 68 — 90 %; относительная стоимость строительно-монтажных работ — 40 — 60 %; относительная площадь станции — 20 — 60 %; относительная продолжительность строительства — 17 —76 %. Наличие диапазона в показателях объясняется размещением основного оборудования на воздухе, в блок-контейнерах, в легком общем здании. Компактное размещение блок-боксов значительно уменьшает протяженность инженерных сетей. Эксплуатационные затраты на блочно-комплектных НПС ниже затрат на эксплуатацию НПС традиционного типа за счет эксплуатации инженерных сетей меньшей протяженности, меньшего числа сооружений и оборудования, а также высокой надежности работы основного и вспомогательного оборудования, смонтированного в блок-контейнерах и блок-боксах непосредственно на заводе-изготовителе. При капитальном ремонте предусматривается замена блок-бокса в сборе.
2.2.3.	Генеральный план НПС
Генеральный план представляет собой определенное расположение различных объектов на территории, отведенной для строительства, при правильном решение которого снижается стоимость сооружения НПС, сокращаются эксплуатационные расходы, повышается пожарная безопасность объектов.
Генеральный план НПС (рис. 2.9) содержит комплексное решение планировки и благоустройства территории, размещения зданий и сооружений, транспортных коммуникаций и инженерных сетей в соответствии с существующими нормами проектирования и конкретными климатическими, геологическими, гидрогеологическими условиями и рельефом местности.
При выборе мест расположения НПС учитывают необходи-
43
ф д Ф
3 я
к д Я
к
и
к
к

о
к
д о
о
Д
я
Д < к
о
о
я
4)
д
я д X
ф
д
я д я
я о я
Я д я
К О <
со
* " д Ci д
>я о <
X я 3 2
с ф
н
я д я 3 ф
3
X
я
X >я 3 я д К
д
Ci
Ф К Ф
Д S
ф X
и
о
CN
Ф
S
Рч
Ф д Ф
ю
* ф 3 я Е ф д < О К
Я о я °
S 2

к Д
К
X
к
§
к
3 Ci д
о и д я в? д я сх о
о
£О
Jcq
о
СП
д о
д
Я
5 га I %
I га
К ф
К
к ф
ф я
3 Ci д
д Ci ф д ф
О я Ci д * о к
к Я Я к
к
В? д X и Ф
Я К
ф
s I
2
3 'Г. ф
д
я д Ci
X
ф
сх к
«
X
3 я
д и
д о н « < % С <о
I Э-। о
К
Я
д 1
Я со
д д
Я Я
44
мость рационального и комплексного использования энергетических ресурсов, систем тепло- и водоснабжения, канализационных и очистных сооружений, общественного строительства района. Площадку под НПС выбирают в соответствии с проектом планировки и застройки района строительства, сравнивая технико-экономические данные различных вариантов размещения станции на других площадках района. Площадка должна быть приближена к существующим транспортным коммуникациям (автодороги, железные дороги и т. д.). Требования, которые предъявляют к будущей площадке перекачивающей станции, заключаются в следующем:
1)	рельеф должен быть пологим с явно выраженным уклоном для удобства отвода поверхностных вод, создания благоприятных условий работы системы самотечного водоотведения и возможности проведения самотечных технологических операций;
2)	грунты на площадке должны обладать достаточной несущей способностью. Породы, принятые за естественное основание, должны быть прочными и устойчивыми. Геологическое строение площадки должно допускать возведение всех сооружений станции без создания искусственных оснований;
3)	грунт площадки должен быть сухим, с низким горизонтом грунтовых вод. Не допускается выбирать под площадки для строительства заболоченные и заливные участки, а также участки, подверженные оползневым и карстовым явлениям. Перекачивающие станции нельзя располагать в зонах санитарной охраны источников водоснабжения. При размещении станций у рек или водоемов отметки планировки их территории принимают не менее чем на 0,5 м выше расчетного горизонта высоких вод с учетом подпора и уклона водостока. За расчетный горизонт воды следует принимать наивысший ее уровень с вероятностью повторения раз в 100 лет.
НПС по отношению к ближайшим населенным пунктам размещают ниже по течению рек. Размеры площадки следует принимать максимально необходимыми с учетом рациональной плотности застройки без излишних резервных площадей и увеличения разрыва между зданиями. Конфигурация площадки должна обеспечивать расположение зданий и сооружений в соответствии с производственным процессом. При выборе площадки следует учитывать возможное расширение станции.
Общая площадь территории НПС может быть определена по
45
2-4-164
формуле
.2^	(2.7)
О	
к3
где £Ft — сумма всех застраиваемых площадей (под всеми сооружениями и зданиями);
к3— коэффициент застройки; для перекачивающих станций к3 = 0,10 -е 0,3.
Генеральный план НПС должен обеспечивать наиболее экономичный производственный процесс на минимальной территории с учетом размещения во всех возможных случаях технологического оборудования на открытых площадках. При разработках генерального плана обеспечивают наиболее рациональное размещение зданий и сооружений НПС, а также благоприятные и безопасные условия труда работающих:
здания административно-хозяйственного назначения располагают со стороны наибольшего движения автотранспорта;
здания и сооружения с производствами повышенной пожарной опасности, в том числе котельную, располагают с подветренной стороны по отношению к другим зданиям;
здания вспомогательного производства размещают по соседству с основными зданиями и сооружениями;
здания бытовых помещений располагают ближе к проходным; энергообъекты приближают к основным потребителям, чтобы уменьшить протяженность тепло-, газо- и паропроводов и электролиний;
открытые подстанции размещают на самостоятельных участках;
производственные сооружения с большими статическими нагрузками (например, резервуарные парки) размещают на участках с однородными грунтами, допускающими наибольшие нагрузки на основания фундаментов.
Резервную площадь не следует занимать под здания, сооружения и коммуникации, кроме временных сооружений, необходимых для производства строительных работ.
Разрабатывая генеральные планы, предусматривают возможность выполнения строительных и монтажных работ современными методами с применением строительных машин новых конструкций.
46
Застройка территории должна быть компактной. Открытые распределительные подстанции, узлы подключения и камеры переключения, площадки фильтров и другие сооружения размещают на открытых площадках, применяя в необходимых случаях местные укрытия.
При размещении зданий и сооружений учитывают стороны света и преобладающее направление ветров, чтобы обеспечить наиболее благоприятные условия для естественного освещения, проветривания помещений, борьбы со снежными заносами. Длинные стороны градирен (устройств воздушного охлаждения циркуляционной воды) располагают перпендикулярно к преобладающему направлению ветров. Места для забора наружного воздуха системами приточной вентиляции выбирают в зонах наименьшего его загрязнения. Желательно, чтобы разбивочные оси соседних зданий и сооружений по возможности совпадали. Ограждение предусматривают только там, где оно необходимо.
Для НПС с территорией более 5 га предусматривают не менее двух въездов, включая резервный. Проезды на территории должны обеспечивать удобное и кратчайшее сообщение между сооружениями, а также свободный подъезд пожарных автомашин к зданиям насосных и резервуарному парку. От края проезжей части для подъезда пожарных машин до стены здания должно быть не более 25 м.
К водоемам-источникам противопожарного водоснабжения подводят тупиковые дороги с петлевыми объездами или площадками для разворота машин (в соответствии с требованиями строительных норм и правил. Размеры площадок должны быть не менее 12 х 12 м.
При глинистых и пылеватых грунтах подъезды для пожарных машин проектируют с твердым покрытием и уклоном, обеспечивающим естественный отвод поверхностных вод (1,5 —5 %).
Разрывы между зданиями и сооружениями проектируют минимальными для устройства дорог, тротуаров, прокладки инженерных сетей и коммуникаций с учетом санитарных и противопожарных требований. Разрывы между аппаратами и сооружениями открытых установок, как правило, не должны превышать минимальных противопожарных разрывов.
Разрывы проектируют согласно строительным нормам и правилам: "Противопожарные требования", "Производственные здания промышленных предприятий. Нормы проектирования", "Пла
47
нировка и застройка населенных мест. Нормы проектирования", "Генпланы промышленных предприятий".
Большое значение имеет унификация генеральных планов НПС с применением зонирования объектов, где вся площадь станции разделена на две зоны — производственную и служебно-вспомогательную. В производственной зоне располагают оборудование и объекты, непосредственно связанные с перекачкой нефти и нефтепродуктов (насосные, резервуарный парк, блок регуляторов давления, блок приточно-вытяжной вентиляции ит. д.).
В служебно-вспомогательной зоне располагают объекты, обслуживающие насосную станцию в целом (административно-хозяйственный блок, сооружения и блок-боксы водоснабжения и водоотведения, блок-бокс пожаротушения, склады и т. д.).
Топографической основой для составления генерального плана является ситуационный план района расположения площадки НС, выполненный в масштабе М 1:10000 или М 1:50000, на который нанесены близкорасположенные объекты (дороги, промышленные предприятия и т. д.), а также топографический план площадки НС. С помощью ситуационного плана транспортные и технологические магистрали увязывают с соответствующими технологическими коммуникациями района.
Генеральный план выполняют в масштабе М 1:1000 или М 1:5000.
Для облегчения размещения отдельных объектов на топографический план площадки наносят "розу ветров" и координатную сетку со сторонами 100 х 100 м или 50 х 50 м, которая должна быть увязана с существующей топографической сетью страны.
Линии сетки обозначают в горизонтальном направлении буквой А, в вертикальном — буквой Б, перед которыми записывают расстояние в метрах, кратное шагу сетки до начала координат (за такое расстояние принимается существующая реперная точка).
Сетка служит основой для разбивки на местности всех зданий и сооружений. Разбивкой называют определение проектного положения зданий и закрепление его на местности. Горизонтальная разбивка определяет расположение зданий в плане, вертикальная — высотное положение. На генеральном плане должны быть указаны габаритные размеры и координаты углов зданий и сооружений.
Здания привязывают по двум противоположным углам, объекты цилиндрической формы — по центру.
48
2.2.4.	Технологическая схема НПС
Принципиальная схема коммуникаций, в которой предусмотрено проведение всех необходимых производственных операций по перекачке, называется технологической. Технологическая схема представляет собой безмасштабную схему трубопроводных коммуникаций {с оборудованием), при помощи которых обеспечивается весь комплекс операций по приему, откачке и внутри-станционным перекачкам нефти или нефтепродуктов.
Для составления технологической схемы НПС необходимо иметь данные по объему перекачки; одновременности проведения технологических операций, а также о перспективах развития станции. Для нефтепродуктопроводов необходимо дополнительно иметь разбивку годового грузооборота по отдельным группам нефтепродуктов.
Главное требование при разработке технологических схем — их простота, возможность выполнения всех предусматриваемых проектом технологических операций при минимальном количестве монтируемой запорной и регулирующей арматуры и соединительных деталей, а также обеспечения минимальной протяженности технологических трубопроводов. Длина трубопроводов обусловливается допустимыми минимальными разрывами между соединяемыми объектами. Наиболее часто используют принципиальные (полные) схемы и схемы соединений (монтажные).
На принципиальных схемах изображают все гидравлические элементы или устройства, необходимые для осуществления технологических процессов и контроля за ними, а также все гидравлические связи между ними (рис. 2.10).
В зависимости от схемы соединения насосов и резервуаров можно выделить следующие системы перекачки нефти и нефтепродуктов: постанционную, с подключенным резервуаром, из насоса в насос, через резервуар (рис. 2.11).
При постанционной системе перекачки нефть принимают поочередно в один из резервуаров станции, для закачки же в трубопровод в это время используют нефть из другого резервуара. При этой системе перекачки возможен порезервуарный учет количества перекачанной нефти, но она сопровождается значительными потерями нефти от "больших дыханий" резервуаров. Постанцион-ная система перекачки характерна для головных НПС магистрального нефтепровода и его эксплуатационных участков.
49
Рис. 2.10. Технологическая схема головной перекачивающей станции:
Pl — Р12 — резервуары РВС 20000; Н1 — Н4 — центробежный насос НМ 3600-230 с электродвигателем СТДП 2500-2УХЛ4; Н5 — Н8 — центробежный насос НПВ 1250-60 с электродвигателем ВАОВ 500М-4У1; НВП1 — центробежный насос для внутристанционных перекачек; КП 1 -КП8 —клапан предохранительный; CPI - CPI 1 — счетчик ротационный; ФГ1 —ФГЗ — фильтр-грязеуловитель; РУ1 — РУ2 — резервуар для сбора утечек; КО1 —КОЮ — клапан обратный; РД1 — РДЗ — регулятор давления; Ф1 — Ф10 — фильтр; 1—90 — задвижки с электроприводом; 91 — 132 — задвижки с ручным приводом; УСВД— устройство сброса волны давления; УПС — устройство пуска (приема)скребка
В системе перекачки с "подключенным резервуаром" предусматривается, что основное количество нефти проходит по трубопроводу, минуя резервуар. Поскольку колебания уровня нефти в нем происходят только в связи с различием расходов на предыдущем и последующем перегонах между станциями, при данной системе перекачки потери нефти от "больших дыханий" ниже. При синхронной работе участков уровень нефти в "подключенном резервуаре" остается постоянным.
При системе перекачки "из насоса в насос" резервуары промежуточных НПС отключают от трубопровода и используют только для приема нефти из трубопровода во время аварий или ремонта. Нефть проходит только через магистральные насосы НПС. За счет этого уменьшаются потери нефти от испарения и полностью используется подпор предыдущей станции. Данная система предусматривает полную синхронизацию работы перегонов нефтепровода в пределах эксплуатационного участка или даже всего магистрального нефтепровода. Перекачка по системе "из насоса в насос" является самой распространенной на существующих нефтепроводах.
При перекачке "через резервуар" обеспечивается "мягкая" перекачка (в резервуарах происходит гашение волн избыточного давления, возникающих при пусках и остановках насосных агрегатов), но из-за постоянного притока и отбора нефти из резервуара происходит более интенсивное испарение легких фракций. Эта схема в настоящее время практически не используется.
Обвязка резервуаров может быть выполнена в двух вариантах (рис. 2.12) —двухпроводным и одно проводным. В первом варианте (а) заполнение идет через один общий для всех резервуаров коллектор, а опорожнение — через другой; во втором (б) — для каждого резервуара предусматривается самостоятельный трубопровод, соединенный с общим коллектором через манифольдную (узел переключения задвижек).
Соединение центробежных насосов на НПС в большинстве случаев последовательное, что определяется основными характеристиками насосов. Обвязка насосов предназначена для обеспечения работы НПС при выходе в резерв любого из агрегатов. Одно из основных условий при разработке схемы обвязки насосов — максимальное уменьшение коэффициента резерва основного оборудования. На головных НПС предусматривают установку подпорных насосов, обеспечивающих бескавитационную работу
52
Рис. 2.12. Обвязка резервуаров:
а — для головных и промежуточных НПС; б — для головных НПС
основных насосов. Подпорные насосы в зависимости от их характеристик могут быть соединены как последовательно, так и параллельно. Обвязка для последовательной работы основных насосов показана на рис. 2.13.
Обратный клапан КО, разделяющий всасывающий и напорный патрубки насоса, пропускает жидкость в одном направлении, указанном на рис. 2.13 стрелкой. При работающем насосе давление, действующее на заслонку обратного клапана справа, больше, чем давление, действующее слева (давление на входе в насос). Вследствие этого заслонка клапана закрывается, и перекачиваемая жидкость идет через насос. При неработающем насосе зас-
53
1
m cu ф co Ф CX co s
Рис. 2.13. Обвязка основных и подпорных насосов:
ПН 1, ПН2 — подпорные насосы, соединенные параллельно; Н1 - Н4 — основные насосы; КО — клапан обратный
Рис. 2.14. Комбинированная (последовательно-параллельная) схема соединения насосов
лонка соответствующего клапана открывается под давлением потока жидкости и пропускает жидкость к следующему (работающему) насосу.
Приведенная схема обвязки позволяет также осуществлять обратную перекачку нефти из магистрали в резервуарный парк при помощи коллектора С и подпорных насосных агрегатов.
Подпорные насосы могут быть расположены в одном здании с основными, но наиболее часто подпорные насосы располагают в отдельной насосной, которую размещают в более низком месте площадки и ближе к резервуарному парку для обеспечения беска-витационной работы подпорных насосов. В практике эксплуатации встречается и параллельное соединение основных насосов. Такая схема аналогична схеме подключения подпорных насосов на рис. 2.13 и отличается только количеством насосов. В этом случае используют дополнительный коллектор. Возможна последовательно-параллельная обвязка основных насосов (рис. 2.14).
Основное направление движения нефти по коммуникациям головной НПС следующее: камера фильтров, узел замера, резервуарный парк, подпорная насосная, магистральная насосная, узел регулирования давления, магистраль (рис. 2.10).
На промежуточной НПС поток нефти проходит ее объекты в следующей последовательности: узел подключения станции к магистрали, камера фильтров, магистральная насосная, узел регулирования давления, узел подключения, магистраль (рис. 2.15).
Узлы предохранительных устройств и регулирования имеют обвязку, показанную на общей схеме рис. 2.10.
55
56
Узел учета нефти или нефтепродуктов состоит из счетчиков, фильтров, запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов, установки для поверки счетчиков — прувера или контрольного счетчика. Полная схема одной из линий узла учета приведена на рис. 2.16.
Камера пуска и приема скребка и узел подключения к магистрали могут быть выполнены в различных вариантах. Схемы камер пуска и приема скребка и подключения головной и промежуточных станций показаны на рис. 2.17 и рис. 2.18.
Рис. 2.16. Схема основной и резервной линии узла учета:
1 — отсекающие задвижки; 2 — манометр; 3 — фильтр; 4 — струевыпрямитель; 5 — счетчик; 6 — термометр; 7 — отвод к контрольному счетчику или пруверу; 8 — контрольный кран
Рис. 2.17. Схема пуска скребка и узла подключения головной станции к магистрали:
1 — концевой затвор; 2 — сигнальное устройство; 3 — камера пуска скребка или разделителя; 4 — отсекающий механизм; 5 — обводная линия; 6 — сигнализатор; 7 — дренажная емкость
57
Рис. 2.18. Схема приема, пуска скребка и подключения промежуточной НПС:
1 — камера пуска; 2 — концевые затворы; 3 — камера приема; 4 — сигнализаторы; 5 —трубопровод для отвода нефти из камер в дренажную емкость; 6 — дренажная емкость
58
2.2.5.	Конструкция и компоновка насосного цеха
Одно из основных требований при компоновке насосного цеха — это обеспечение нормальной работы основного и вспомогательного оборудования при наименьших размерах цеха. Кроме того, должно быть обеспечено выполнение ремонтных работ без остановки перекачки. Должны быть созданы нормальные санитарно-гигиенические условия для обслуживающего персонала. Для сооружения цеха используют огнестойкие материалы (кирпич, бетон, железобетон). В последнее время сооружают насосные цеха каркасного типа с заполнением поля стен легкими панелями (панели ВНИИСТ). Размеры здания зависят от габаритных размеров оборудования, а также от конструктивных особенностей основного и вспомогательного оборудования, противопожарных и санитарно-гигиенических норм.
При сооружении насосных цехов применяют железобетонные фундаменты, выполняемые в виде одиночных ленточных (сплошных) или свайных фундаментов. Свайные фундаменты используют при сооружении насосных на слабых или просадочных грунтах. Глубина заложения подошвы фундамента должна быть ниже глубины промерзания грунта, поскольку в противном случае возможно выпучивание фундамента. По конструкции фундаменты под основные агрегаты подразделяют на массивные, тоннельные, рамные, тоннельно-массивные и столбчатые. Фундамент под насос и электродвигатель может быть общим, или их можно устанавливать на отдельных фундаментных рамах и не соединять с фундаментом здания.
Расчет фундамента проводят исходя из статических и динамических нагрузок. Величину статических нагрузок определяет вес оборудования. Динамические нагрузки возникают при пуске, работе и остановке основного оборудования. Наземную часть насосных цехов выполняют из сборных элементов. Основная несущая конструкция каркасного здания — колонны. Стены чаще всего выполняют из стеновых панелей. К основной части каркаса зданий относят также подкрановые балки. Покрытия выполняют в виде плит. Ограждающие конструкции покрытий зданий делают из плит или панелей, укладываемых непосредственно на несущих элементах. Существует несколько типовых проектов насосных цехов. Их основой является соблюдение норм, обеспечивающих удобство и безопасность работ при монтаже, эксплуатации и ре
59
монте насосов и двигателей, а также минимальная стоимость.
Основные помещения насосного цеха: насосный зал, зал электродвигателей. Их оборудуют грузоподъемными механизмами — мостовыми кранами. Грузоподъемность крана определяется максимальным весом установленного оборудования. Для укладки путей мостовых кранов используют подкрановые балки, которые могут быть изготовлены из металла, но чаще их изготавливают из железобетона. Железобетонные балки, имея большую массу, более мягко передают воздействия крана другим элементам каркаса. Конструкцию здания насосного цеха выбирают в зависимости от климатических условий и наличия строительных материалов. На рис. 2.19, 2.20 приведена компоновка насосного цеха. На общем фундаменте смонтированы насосы и электродвигатели. Для уменьшения габаритов насосного цеха и обеспечения безопасной работы часть оборудования размещают за пределами насосного цеха (задвижки, обратные клапаны, коллекторы).
Несущую основу стены составляют железобетонные колонны высотой 8 — 12 м. Они же являются вертикальной основой каркаса всего здания. Продольный шаг колонн составляет 6 м, поперечный — кратный 3. На специальных консольных выступах колонн размещают железобетонные подкрановые балки, связывающие колонны в плоскую систему. На верхнем обрезе колонн устанавливают двускатные железобетонные балки или фермы покрытия, которыми осуществляют пространственную связку каркаса. Стены выполнены из панелей, а огнестойкая перегородка — из кирпича. При проектировании каналов для обвязочных и вспомогательных трубопроводов применяют канальную и бесканаль-ную системы укладки трубопроводов. Канальную систему применяют для трубопроводов диаметром до 0,5 м, бесканальную — для трубопроводов больших диаметров.
Помещение насосного цеха разделяют воздухонепроницаемой огнестойкой (брандмауэрной) перегородкой на два отдельных зала с отдельными входами и выходами. В первом зале устанавливают основные насосы типа НМ, блок откачки утечек, мостовой кран ручной во взрывоопасном исполнении, грузоподъемностью Ют.
Во втором зале с нормальной средой для привода насосов устанавливают синхронные электродвигатели нормального исполнения типа СТД, со встроенными водяными воздухоохладителями и замкнутым циклом вентиляции воздуха, блок централизованной
60
+ 9,20
Рис. 2.19. Насосный цех, оборудованный насосными агрегатами НМ 3600-230:
1 — насос с электродвигателем; 2 — задвижка с электроприводом; 3 — клапан обратный; 4 — кран мостовой ручной двухбалочный; 5 — кран ручной мостовой однобалочный; 6 — всасывающий трубопровод
61
36000
Рис. 2.20. План насосного цеха, оборудованного насосными агрегатами НМ-3600-230
62
маслосистемы с аккумулирующим баком и мостовой ручной кран в нормальном исполнении грузоподъемностью 25 т.
Насосные агрегаты связывают трубопроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их приемные и напорные патрубки через общий коллектор наружной установки. Трубопроводы укладывают в грунте и присоединяют к насосам сваркой. В общем укрытии прокладывают трубопроводные коммуникации вспомогательных систем, а также сооружают площадки для обслуживания оборудования с соответствующими ограждениями и лестницами. При проходе трубопроводов через разделительную стенку используют специальные герметизирующие сальники.
Магистральные насосные агрегаты и электродвигатели соединяют между собой без промежуточного вала и устанавливают на общих фундаментах с металлическими опорными рамами. Соединение осуществляют через специальное отверстие в герметизирующей камере фрамуги разделительной стенки. К этому отверстию в камере, в соответствии с требованиями техники безопасности, по специальной системе вентиляции подают чистый воздух для создания упругой пневмозащиты между залами насосов и электродвигателей, препятствующей проникновению нефтяных паров из насосного зала в электрозал.
Давление воздуха в камере перед отверстием должно составлять 25 — 30 мм водяного столба, расход воздуха на одну камеру — 20 м3/ч.
Указанные параметры в системе вентиляции беспромвальных соединений всех насосных агрегатов необходимо поддерживать постоянно, независимо от того, ведется перекачка данным насосом или он находится в резерве. Если в качестве привода насосов используют взрывозащищенные электродвигатели, то насосные агрегаты устанавливают в общем зале. Электропривод выбирают по результатам технико-экономического обоснования.
Центровка насосных агрегатов при их монтаже осуществляется обычным путем, подцентровка в процессе эксплуатации — перемещением электродвигателей при помощи специальных приспособлений и грузоподъемных устройств.
Блок откачки утечек, блок очистки и охлаждения масла размещают на специальных металлических рамах на соответствующих отметках. Такое размещение связано, прежде всего, с необходимостью технологических процессов (самотечный слив масел от подшипников двигателей и насосов до баков маслосистемы, само
63
течный сбор утечек).
Трубопроводные коммуникации прокладывают в грунте на опорах. Для обеспечения обслуживания трубопроводных коммуникаций вспомогательных систем во время эксплуатации в местах прокладки трубопроводов предусмотрены съемные плиты покрытия. Все трубопроводные коммуникации должны быть гидравлически испытаны на давление 1,25 рраб. Компоновку оборудования, соотношение отметок и трубопроводную обвязку в основном укрытии и вне его принимают исходя из обеспечения следующих требований, определяемых расчетными параметрами используемых насосов:
1)	самотечный отвод утечек от торцевых уплотнений из картера основных насосов в сборник утечек по закрытой (герметичной) схеме;
2)	подача под напором погружными насосами нефти из сборников утечек и нефтесодержащих стоков в сборник нефти ударной волны и разгрузки;
3)	откачка нефти насосами блока откачки утечек из сборника нефти ударной волны и разгрузка во всасывающий трубопровод магистральных насосов;
4)	подача заданного количества масла к подшипникам насосов и электродвигателей и самотечное отведение его от подшипников в баки централизованной маслосистемы;
5)	подача воды для охлаждения циркулирующего внутри электродвигателей воздуха;
6)	подача воды для охлаждения масла централизованной маслосистемы в маслоохладителях;
7)	создание упругой пневмозавесы в отверстии герметизирующей фрамуги при беспромвальном соединении насосов и электродвигателей.
2.3. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ НАСОСНОГО ЦЕХА
Для обеспечения нормальной эксплуатации магистральных насосов с заданными параметрами необходимо функционирование следующих вспомогательных систем:
1)	разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений;
2)	смазки и охлаждения подшипников;
3)	сбора утечек от торцевых уплотнений;
64
4)	подачи и подготовки сжатого воздуха;
5)	оборотного водоснабжения и охлаждения воды воздухом;
4)	средств контроля и защиты насосного агрегата.
2.3.1.	Система разгрузки и охлаждения торцевых уплотнений
Устройства, уплотняющие выход вала насоса из корпуса как в процессе работы, так и при остановках агрегатов, находятся под воздействием динамического или статического напора. В основных насосах, перекачивающих нефть или нефтепродукты, величина напора в камерах уплотнений колеблется от двух —трех десятков до 700 4- 800 м.
При последовательном соединении насосов в первом насосе напор в камере уплотнения минимален, а в третьем максимален. Работа уплотнения под большим напором снижает надежность узла уплотнения. Поэтому для снижения напора в камерах уплотнения до допустимых значений предусматривают систему гидравлической разгрузки с отводом части перекачиваемой жидкости по специальному трубопроводу 4 (рис. 2.21) в зону пониженного давления.
Рис. 2.21. Традиционная система разгрузки и охлаждения концевых уплотнений вала насоса:
ВП — всасывающая полость; НП — нагнетательная полость
65
3-1 - 164

Рис. 2.22. Технологическая схема обвязки насосов промежуточной НПС:
1 — емкость для сбора утечки; 2 — насос для откачки утечки; 3 — основные насосы
66
Обычно жидкость из линии разгрузки подают либо в резервуар сбора утечек, либо в коллектор насосной станции со стороны всасывания. Наличие постоянной циркуляции жидкости из полости всасывания насоса через щелевые уплотнения 1 и полость камеры 2 торцевого уплотнения 3 обеспечивает не только снижение напора в камерах уплотнений, но и охлаждение деталей торцевого уплотнения. Отсутствие такой циркуляции контактных колец торцевого уплотнения может привести к нарушению режима работы торцевого уплотнения и даже к аварии.
На рис. 2.22 дана технологическая схема обвязки насосных агрегатов промежуточной насосной станции и системы разгрузки уплотнений вала при последовательном соединении основных насосов. Эта система получила название групповой и основным недостатком является снижение КПД установки из-за значительной величины перетока жидкости по линии разгрузки. Переток жидкости зависит от количества работающих насосов, развиваемых насосами напоров, состояния щелевых уплотнений и достигает нескольких десятков кубических метров в час.
С появлением торцевых уплотнений, обеспечивающих необходимую надежность работы насосного агрегата, при напорах в камере уплотнений до 500 — 800 м стало возможным от групповой системы разгрузки отказаться, а охлаждение торцевых уплотнений обеспечить путем создания циркуляции жидкости из полости нагнетаний насоса в полость всасывания насоса (рис. 2.23). Такая схема получила название индивидуальной системы охлаждения торцевых уплотнений.
Объем постоянно циркулирующей жидкости заметно сокращается (2 — 4 м3/ч). Нагнетательную полость насоса соединяют с камерами уплотнений 2 трубопроводом 4 диаметром 14 ь 16 мм. Жидкость при этом охлаждает торцевые уплотнения 3 и через щелевые уплотнения 1 проходит в полость всасывания насоса. Вентиль 5, устанавливаемый на выходе из нагнетательной полости, позволяет регулировать объем циркулирующей жидкости. Недостатком является некоторое снижение объемного КПД насоса и засорение вентиля и трубопроводов, обнаруженное при промышленном испытании этой системы.
Представляет интерес индивидуальная система охлаждения, основанная на использовании перетока части перекачиваемой жидкости под действием перепада динамического напора на всасывании насоса и во всасывающей полости рабочего колеса (рис. 2.24).
67
Рис. 2.23. Индивидуальная схема охлаждения торцевых уплотнений "нагнетательная полость — камера уплотнений"
Рис. 2.24. Индивидуальная система охлаждения
68
Трубка 1, установленная во всасывающем патрубке насоса 2, направляет часть перекачиваемой жидкости по трубам 4, минуя клапан 3, в полость камер торцевых уплотнений 5; обходя уплотнение 6, жидкость поступает в полость всасывания колеса 7. Независимо от порядка работы насоса в последовательной схеме переток жидкости по трубопроводу 4 составляет величину, в десятки раз меньшую по сравнению с групповой системой разгрузки уплотнений, и зависит только от разности напоров на всасывании насоса и всасывающей полости центробежного колеса. При этом циркуляция жидкости в указанной системе охлаждения торцевых уплотнений не влияет на объемный КПД насоса, так как происходит переток жидкости из полости всасывания насоса в полость всасывания центробежного колеса. Объемный КПД насоса не изменяется и при износе щелевого уплотнения, что заметно проявляется в традиционной схеме разгрузки торцевых уплотнений центробежных насосов.
В настоящее время в насосах, перекачивающих нефть, нашла применение импеллерная система охлаждения торцевых уплотнений. Вместо обычных щелевых уплотнений устанавливают втулку с винтовой нарезкой, которая при вращении вместе с валом насоса создает динамический напор, действующий в сторону, противоположную местоположению камеры уплотнения (рис. 2.25).
Рис. 2.25. Винтовой импеллер
69
3-2 - 164
Гладкая внешняя втулка, связанная с корпусом насоса, имеет предельный проточный канал, сообщающий полость всасывания колеса с камерой уплотнения. Устанавливающаяся постоянная циркуляция жидкости по этому каналу через камеру уплотнения обеспечивает необходимое охлаждение торцевого уплотнения. В этой системе циркуляция жидкости также не влияет на величину объемного КПД насоса. Применение подобных динамических уплотнений в насосах, перекачивающих маловязкие нефтепродукты, вызывает необходимость создания винтовой нарезки как на вращающейся, так и на неподвижной втулках.
Импеллер устанавливают вместо щелевого уплотнения в промежутке между камерой торцевого уплотнения и полостью всасывания насоса. Радиальный зазор (см. рис. 2.25), обычный для лабиринтных уплотнений, составляет 0,3 0,6 мм. Втулка вала имеет винтовую нарезку с размерами: т, h — шаг и глубина нарезки; b — ширина выступов; а — угол наклона винтовой линии.
Взаимосвязь параметров определяют из безразмерных соотношений:
(ш - Ь)/т = 0,6 ъ 0,7;	(71 + 8)/ 8 = 10 4- 20.
Угол а выбирают в пределах 5 -г 10 °.
Число заходов нарезки не влияет на создаваемое импеллером давление, а подача возрастает пропорционально числу заходов нарезок. Расчеты и исследования, проведенные в Уфимском государственном нефтяном техническом университете, показывают, что минимальный расход нефти через полость камеры торцевого уплотнения должен составлять 2 -е 3 м3/ч. Расход зависит от материала трущихся пар, контактного давления в парах, режима работы торцевого уплотнения. При перекачке нефтепродуктов расход жидкости через полость камеры торцевого уплотнения должен быть увеличен.
2.3.2.	Система смазки и охлаждения подшипников
Основное насосно-силовое оборудование перекачивающих станций имеет принудительную систему смазки (рис. 2.26). С помощью шестеренчатого насоса 1 заполняют маслом бак 2. Основной насос 3 подает масло через фильтры 4 и маслоохладитель 5 в маслопроводы, соединенные с узлами, требующими смазки (под-
70
8
7
Рис. 2.26. Принципиальная схема системы смазки насосно-силовых агрегатов НПС
шипниками), откуда масло возвращается в бак 2. Отработавшее масло насосом 6 перекачивается в емкость 7. Аккумулирующий бак 8 предназначен для подачи масла при аварийных ситуациях, например при остановке насосов в случае отключении электроэнергии. Техническая характеристика насосов, применяемых в системах смазки и уплотнения насосных агрегатов, приведена в табл. 2.3.
Насосы серии LU (РЗ) — горизонтальные, самовсасывающие, снабжены предохранительно-перепускным клапаном, поставляются комплектно с электродвигателями на чугунной плите или сварной раме.
Для привода насосов используют асинхронные короткозамкнутые электродвигатели серии КОМ трехфазиого тока во взрыво-
71
Таблица 2.3
Насосы, используемые в системе маслоснабжения насосных агрегатов
Марка насоса	Подача, м3/ч	Давление нагнетания, МПа (кгс/см2)	Число оборотов в минуту	Вакуу-метри-ческая высота всасывания, м	кпд насоса, %	Мощность, кВт
РЗ-За	1,1	1,45(14,5)	1450	5	45	1,1
РЗ-4,5	3,3	0,33 (3,3)	1450	3	38	1.1
РЗ-7,5	5,0	0,33 (3,3)	1450	5	42	1.1
РЗ-ЗО	18	0,36 (3,6)	1000	6,5	62	4.0
РЗ-60	38	0,28 (2,8)	990	5	—	10,5
Ш 2-25	1,4	1.6(16)	970	5	48	1.3
Ш5-25	3,6	0,4 (4)	970	5	—	1.1
Ш8-25	5,8	0,25 (2,5)	950	5	40	1.1
Ш 20-25 9/6	9	0,6 (6)	950	5	43	4
Ш40-6 18/6	18	0,6 (6)	970	5	40	7,5
Ш 80-6 36/6	36	0,6 (6)	1000	5	40	10- 17
Ш 120-16 58/6	58	0.6 (6)	1000	5	40	12,5-22
безопасном исполнении. Масляный бак — емкость сварной конструкции. На нем смонтированы маслоуказатель, воздушник с сеткой, фланцы для присоединения трубопроводов, щуп для определения уровня первоначальной заливки масла, а также предохранительный клапан.
Маслофильтры состоят из двух одинаковых фильтрующих патронов, которые включены в маслосистему через трехходовые краны. Эти краны дают возможность пропускать масло через оба фильтра или только через один и заменять фильтрационные сетки без остановки агрегата. Степень засоренности фильтров можно контролировать манометрами, установленными до и после фильтра.
Маслоохладитель представляет собой трубчатый теплообменник. Вода циркулирует по решетке из латунных трубок, а масло — по межтрубному пространству внутри корпуса. В верхней части маслоохладителя имеются два крана для спуска воздуха из масляной и водяной камер.
На патрубках входа и выхода масла имеются карманы для термометров.
72
Масляная коммуникация состоит из напорных и сливных труб, предназначенных для подвода и отвода масла. Всасывающие трубопроводы делают максимально короткими. Фланцевые соединения должны обеспечивать надежную герметичность. После сборки напорную масляную линию испытывают под давлением 5 кгс/см2, а всасывающую — под давлением 2 кгс/см2. На напорном масляном трубопроводе перед подшипниками установлены регулирующие вентили или дроссельные шайбы, которые дают возможность обеспечить необходимую подачу масла к подшипникам. На сливных патрубках подшипников имеются смотровые окна и места для установки термометров. Температура подшипников не должна превышать 60 °C.
Систему смазки рассчитывают исходя из уравнения теплового баланса
О = лЛГ(1 - Лп) > ССм (,2м _ t1Mj > ССв (,2в _ /1в) > kFQcpi (2.8) где n — число действующих агрегатов;
N — мощность на валу двигателя;
цп — КПД подшипника;
GM, GB — расход масла и воды соответственно;
См, Св — удельная теплоемкость масла и воды соответственно; tjM, *2м — температура масла на входе и выходе подшипника;
<1в, ^2в — температура воды на входе и выходе охладителя;
к — коэффициент теплопередачи в холодильнике;
F — поверхность теплообмена;
6ср — средняя разность температур между маслом и водой.
В уравнении (2.8) первое выражение представляет собой количество тепла, выделяемое во всех подшипниках установки, второе — тепло, уносимое маслом от подшипников (оно равно количеству тепла, поступающего в водомаслоохладитель), третье — тепло, воспринимаемое водой, и четвертое — тепло, передаваемое от масла к воде. При составлении теплового баланса не учтены тепловые потери в окружающую среду. Исходя из уравнения теплового баланса определяют необходимый расход масла.
В некоторых нефтепроводных управлениях усовершенствовали систему смазки. Теперь она состоит из следующих основных узлов: дополнительной емкости, установленной на высоте 6 м, трубопроводной обвязки и запорной аппаратуры.
73
3-3 164
Насосы, маслофильтры и маслобаки установили в обустроенных помещениях, выполнили трассировку маслопроводов с минимальным числом поворотов и без участков, способствующих образованию воздушных пробок. Все эти мероприятия позволили создать надежное автоматическое включение резерва маслонасосов, снизить пожароопасность и повысить культуру работы вспомогательного оборудования, исключить попадание масла на статор электродвигателя, обеспечить постоянный напор и расход масла в подшипниках и надежную подачу масла к узлам трения для трех одновременно работающих насосных агрегатов в течение 20 мин в случае кратковременного исчезновения напряжения электроэнергии.
В последнее время на НПС нашли широкое распространение аппараты воздушного охлаждения масла. На рис. 2.27 показана схема системы маслоснабжения с охлаждением масла воздухом.
Рис. 2.27. Схема маслоустановки с воздушным охлаждением масла
74
Из баков 1 масло рабочим насосом 2 подают через фильтры 3 и воздушные маслоохладители 4 по маслопроводам к узлам трения, а отработанное масло самотеком по линии слива поступает в маслобаки 1. Воздух в маслоохладитель подают центробежным нагнетателем 5. Обдувая трубный пучок, воздух охлаждает двигающееся по трубкам масло. Температуру охлаждения масла контролируют и регулируют терморегулятором 6. Для обеспечения насосного агрегата смазкой во время аварийного отключения электроэнергии предусматривают маслобак 7 на высоте не менее 3 м от оси насосных агрегатов.
На схеме рис. 2.27 видно, что маслоустановка выполнена со 100 %-ным резервом, предусмотрена как параллельная, так и последовательная работа воздушных маслоохладителей. Расход и давление масла регулируют путем перепуска части жидкости с нагнетания на всасывание по обводной линии.
Для охлаждения масла в этой схеме применен отопительный рециркуляционный напольный агрегат СТД-ЗООМ в исполнении для воды. Агрегат состоит из двух калориферов СТД-4047Б-12, соединенных между собой последовательно. Общая поверхность охлаждения 158 м2, расход масла 18 м3/ч, расход воздуха 30 000 м3/ч. Воздух для охлаждения масла подается нагнетателем двустороннего всасывания Ц4-70, который смонтирован в одном корпусе с электродвигателем А02-32-4.
Перед пуском маслосистемы в работу производят очистку напорных и сливных маслопроводов и масляного бака, затем систему заполняют маслом через фильтры.
На подводах масла на смазку подшипников насосного агрегата устанавливают фильтрующие сетки с ячейкой не более 0,08 мм, проверяют уровень масла в баке, затем пускают маслонасос. При помощи вентиля на обводной линии регулируют расход масла в системе. Расход масла на подшипники насосных агрегатов регулируют путем установки определенного сечения дроссельных шайб согласно инструкциям на эксплуатацию насоса и электродвигателя. После окончания прокачки системы берут пробу масла из нижней точки маслобака. При неудовлетворительном анализе масла (на содержание механических примесей) систему освобождают, промывают и затем заливают чистым маслом. По окончании прокачки масла сетки, установленные на подводах масла на смазку подшипников, удаляют.
После приведения насосного агрегата в рабочее состояние
75
производят пуск маслонасосов. Когда давление в конце масляной магистрали достигнет 0,7 кгс/см2, дают разрешение на включение масляных выключателей электродвигателей насосных агрегатов.
В процессе работы контролируют температуру масла на выходе из маслоохладителей, она должна находиться в пределах 35-55 °C.
Для смазки трущихся частей насосных агрегатов применяют минеральные масла, которые не должны содержать воду и механические примеси. Нельзя применять смазку с графитом, не допускается также обилие смазки в шарикоподшипниках, так как это приводит к их быстрому нагреву.
Качество и свойства смазочного масла определяют по плотности, содержанию воды, вязкости, температуре вспышки и воспламенения, содержанию кислот, смол, золы и примесей твердых веществ.
Вода ухудшает способность масла образовывать на поверхности металла прочную масляную пленку. Часто образуется водо-масляная эмульсия, что вызывает повышение температуры подшипников, повышенный износ деталей и даже приводит к задирам трущихся поверхностей. Вода усиливает процесс окисления масла.
Лучшими считаются такие сорта масла, у которых температура незначительно влияет на вязкость. Такие масла можно использовать в различных температурных условиях. Для эксплуатации применяют масла с температурой застывания не выше 0 °C.
Температуры вспышки и воспламенения характеризуют испорченность масла и огнеопасность. Если пары нагретого масла вспыхивают при поднесении пламени, то такая температура соответствует температуре вспышки. Если нагретое масло загорается при поднесении пламени и продолжает затем гореть, эту температуру называют температурой воспламенения.
Кислоты, смолы, золы и механические примеси вызывают разъедание трущихся поверхностей и ослабляют смазочную способность масла. Кислотное число масла выражается в миллиграммах на 1 г масла и показывает, сколько миллиграммов щелочи КОН необходимо для нейтрализации 1 г масла.
Сорт применяемого масла зависит от типа насоса, условий его эксплуатации и определяется заводом-изготовителем. Обычно для смазки подшипников насосов и электродвигателей применяют турбинное, машинное, авиационное масла, а также густые консис
76
тентные смазки (солидолы и консталины).
В процессе эксплуатации химические и физические свойства масла изменяются. Происходит увеличение вязкости вследствие испарения легких фракций, повышается кислотность от воздействия воздуха и металла, увеличивается содержание механических примесей, масло обводняется или насыщается нефтепродуктом при попадании их из сальников, системы охлаждения и др. Такие изменения качества масла снижают его смазочные свойства и увеличивают износ трущихся деталей.
Срок службы масла зависит от его качества, степени изношенности деталей, материала трущихся деталей, удельных давлений, температурного режима и количества масла в циркуляционной системе.
Качество масла периодически проверяют в лаборатории. Масло следует заменить, если содержание механических примесей более 1,5 %, содержание воды свыше 0,25 %, кислотное число более 1,5 мг КОН на 1 г масла, температура вспышки снижена до 150 °C, содержание кокса повысилось до 3 %.
Поставщик для каждой партии масла дает паспорт с указанием его качества и соответствия установленному стандарту, в противном случае выполняют лабораторный анализ пробы каждой партии масла. Норму часового расхода масла для каждого типа насоса или двигателя устанавливают на основании результатов заводских испытаний.
Система охлаждения (рис. 2.28). Охлаждение уплотнений и подшипников основных насосов 1, подшипников промежуточного вала 2, маслоохладителя 6, подшипников и воздухоохладителя электродвигателя 3 осуществляется холодной водой, подаваемой из градирни 4 водяными насосами 5 в нагнетательную линию 7. Отработавшая (нагревшаяся) вода по линии 8 поступает в градирню для охлаждения. Для системы охлаждения используют преимущественно консольные одноступенчатые насосы, а также вихревые самовсасывающие насосы типов ЦВС, ВСМ.
Количество теплоты, которое необходимо отвести, определяют по формуле
О = n(QH+ Отр + Одв) + Охол= nNn(l - ЦнПтрЦдв) + АК0ср, (2.9) где	п — число действующих агрегатов;
N,, — мощность, подведенная к двигателям;
77
3-4 164
rjH, Лтр- Лдв — КПД насоса, трансмиссии и двигателя соответственно;
к — коэффициент теплопередачи в холодильнике;
F — поверхность теплообмена в холодильнике;
0ср — средняя разность температур между маслом и водой;
Он = ^н(1 ~ Пн) — количество тепла, выделяемое при трении в подшипниках и уплотнениях насоса;
NH — мощность, подведенная к насосу;
Огр= N-,p(l — Цтр)—количество тепла, выделяемое в подшипниках трансмиссии;
NTp — мощность, подведенная к трансмиссии;
= А/двЦ — г]дв)—количество тепла, выделяемое двигателем.
Рис. 2.28. Принципиальная схема системы охлаждения насосно-силовых агрегатов
78
Количество воды, необходимое для охлаждения, cBAt
(2.10)
где св — удельная теплоемкость воды.
Величину At выбирают такой, чтобы температура охлаждающей воды не превышала 30 — 40 °C, так как при 45 °C начинается повышенное выпадение солей, загрязняющих поверхности теплообменника. Обычно At принимают равным 10—15 °C.
К воде, поступающей для охлаждения насосных агрегатов, предъявляют следующие требования: содержание взвешенных механических примесей должно быть меньше 25 мг/л (25 г/м3); временная (карбонатная) жесткость должна быть меньше 3 мг-экв/л; допустимое содержание масла — следы. Свободные минеральные и органические кислоты должны отсутствовать.
Жесткость воды характеризуется наличием в ней накипеобразующих солей кальция и магния. Различают временную, постоянную и общую жесткость воды; последняя представляет сумму постоянной и временной жесткости. За единицу измерения жесткости (мг-экв/л) принято считать содержание кальция (Са) или магния (Мд) в 1 л воды.
В некоторых случаях в качестве охлаждающих жидкостей используют нефтепродукты. В таких теплообменных установках раз в смену проверяют воду или масло на наличие в них охлаждающих жидкостей. В случае обнаружения в масле или воде охлаждающей жидкости теплообменник отключают.
Полости охлаждения и теплообменные аппараты постепенно засоряются. Сроки и способы очистки зависят от степени загрязнения, жесткости и расхода охлаждающей жидкости, и их указывают в инструкции по эксплуатации, составленной заводом-изготовителем.
2.3.3.	Система откачки утечек от торцевых уплотнений
При перекачке нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам могут иметь место утечки через концевые уплотнения вала насоса. Утечки от насоса самотеком поступают в специальный резервуар. Величина этих утечек незначительна, а при использовании уплотнений торцевого типа она сведена практически к нулю.
79
5
Рис. 2.29. Схема сбора утечек
Большой объем утечек (до 40 м3/ч с одного насосного агрегата) происходит через линии разгрузки концевых уплотнений. Утечки из линии разгрузки 2 насоса 1 (рис. 2.29) поступают на прием подпорных насосов или в резервуары утечек 5. Периодически из резервуара утечек нефть или нефтепродукт закачивают насосами 4 во всасывающую линию 3 магистрального трубопровода.
Для откачки утечек нефти и нефтепродуктов используют центробежные насосы 4НК-5х1 и 6НК-9х1, многоступенчатые центробежные насосы ЦНСН-60-330 и другие высоконапорные насосы.
2.3.4.	Средства контроля и защиты насосного агрегата
Надежную работу нефтепродуктопроводов обеспечивает защита насосных станций, включающая приборы контроля, защиты и сигнализации, установленные на отдельных агрегатах и вспомогательном оборудовании. Защита предохраняет насос от вибрации, подшипники агрегата от перегрева и работы насоса в кавитационном режиме, а также от чрезмерной утечки жидкости через уплотнения.
Работа оборудования на высоких скоростях требует бесперебойной подачи смазки и эффективной системы теплового контро-80
ля (рис. 2.30) узлов с трущимися деталями (подшипников и уплотнений вала насоса, подшипников электродвигателя), а также корпусов насоса и электродвигателя, входящего и выходящего из электродвигателя воздуха.
Подача масла контролируется электроконтактным манометром 10, контакты которого включены в пусковые цепи электродвигателей, что предотвращает включение электродвигателя в отсутствие давления в линии смазки. Падение давления в маслосистеме во время работы агрегата вызывает его остановку. Тепловая защита корпуса 5 насоса предотвращает длительную работу на закрытую задвижку, а контроль входящего и выходящего из электродвигателя воздуха защищает обмотку статора от перегрева (в летнее время) и образования конденсата при низких температурах окружающей среды (зимой).
Эксплуатация электродвигателей, продуваемых при избыточном давлении, во взрывоопасных помещениях требует контроля. Сигнализатор падения давления 9 выдает разрешение на включение в работу агрегата.
2 3 4	6
7 8 9	10
Рис. 2.30. Схема измерений и автоматической защиты основного насосного агрегата
81
Герметичность торцевого уплотнения контролирует датчик 1, который обеспечивает защиту в случае резкого увеличения утечек.
Вибрацию оборудования в процессе его работы регистрирует вибросигнал 6, который отключает агрегат при критических значениях вибрации.
Визуальный контроль за давлением всасывания и нагнетания насосов осуществляют по манометрам 3 и 4. Применяют как технические, так и электроконтактные манометры.
Счетчик числа часов работы агрегата 8 служит для равномерной загрузки агрегата, что способствует увеличению межремонтных сроков.
Давление в линии разгрузки контролируют по манометру 2, а нагрузку электродвигателя фиксируют по амперметру 7.
Включению в работу основных агрегатов предшествует запуск вспомогательного оборудования.
Контрольно-измерительные приборы (вновь получаемые, выпускаемые из ремонта и эксплуатирующиеся) подвергают государственной поверке в установленные сроки.
В период между государственными поверками механик КИП подвергает приборы наружному осмотру, эксплуатационным контрольным испытаниям в следующие сроки: эксплуатирующиеся манометры, термометры и другие приборы — не реже 1 раза в месяц; щитовые (технические) электроизмерительные приборы — не реже 1 раза в 3 месяца.
Все рабочие приборы поверяют в лаборатории не реже, чем 1 раз в 2 года.
Поверка приборов на месте их установки сводится к определению погрешности показаний на рабочей части шкалы и правильности возврата стрелки к нулевой отметке. Для поверки нулевой точки прибор отключают от измеряемой величины. При поверке рабочей точки параллельно подключают образцовые приборы. Путем сравнения показаний оценивают правильность работы прибора.
Поверку температурных приборов выполняют при помощи образцовых ртутных термометров или платинородий-платиновой термопары с переносным потенциометром. Контрольный прибор помещают в точке замера температуры в непосредственной близости от чувствительного элемента поверяемого прибора.
Удовлетворительная работа приборов может быть обеспече
82
на только при создании хороших эксплуатационных условий.
Рабочие манометры должны измерять давление, меньшее 2/3 максимального давления, указанного на шкале. Рабочие пределы показаний приборов отмечают на шкале красными рисками.
Приборы следует содержать в образцовой чистоте. Внутренние части щитов, задние стороны корпусов приборов и сборки соединительных зажимов периодически необходимо продувать сжатым воздухом. Контакты соединительных зажимов прочищают волосяными щетками. Лицевые части прибора, панели щитов протирают ветошью, слегка пропитанной машинным маслом. Шерстяные тряпки применять не рекомендуется вследствие возможной электризации защитного стекла, что может исказить показания прибора из-за отклонения стрелки. Систематически проводят осмотр креплений приборов и проверяют надежность зажимов. При необходимости гайки и болты дополнительно подтягивают.
При наблюдении за стрелками показывающих приборов следует обратить внимание на степень их подвижности. Если при легком постукивании по стеклу стрелка толчком переходит на новое показание, это свидетельствует о заедании в измерительном механизме. Такой прибор необходимо сдать в ремонт.
Опытный оператор по многим признакам может определить правильность работы приборов. Резкое отклонение показаний только одного из комплекса приборов часто происходит из-за неисправности самого прибора, линии связи и датчика, а не в результате нарушения режима работы оборудования.
2.3.5.	Система подачи и подготовки сжатого воздуха
Предназначается для питания пневмоприводов, устройств КИП и автоматики. Она является составной частью компрессорной. Очистка воздуха осуществляется на специальных фильтрах, осушка — на автоматической установке (типа УОВБ-5). Воздух, забираемый компрессорами снаружи блок-бокса, перед осушкой должен быть охлажден в теплообменниках до температуры + 30 °C. Для охлаждения воздуха следует подавать воду в объеме 0,2 — 0,5 м3/ч с температурой не более 20 + 25 °C. Давление воды в теплообменнике не должно превышать 0,5 -г- 0,6 МПа. Очистку и осушку воздуха необходимо осуществлять постоянно во избежание порчи приборов КИП и выхода из строя систем автоматики.
83
2.3.6.	Система сглаживания волн давления
Система сглаживания волн давления типа Аркрон 1000 (рис. 2.31) предназначена для защиты нефтяных трубопроводов от возникающих крутых волн повышения давления при отключении агрегатов насосных станций магистральных трубопроводов. Часть потока нефти при этом сбрасывают в специальную безнапорную емкость. Система состоит из нескольких клапанов Флекс-фло Dy — 300 мм), установленных параллельно на каждой насосной станции, для регулирования скорости повышения давления в диапазоне 0,1 -ь 0,3 кг/см2 • с. Система рассчитана на работу с сырой нефтью, имеющей следующие характеристики:
Вязкость................................................ 0,4	см2/с
Плотность............................................ 0,7	-г 0,9 т/м3
Содержание парафина.........................................до	7 %
Содержание механических примесей..........................до	0,05 %
Содержание серы в несвободном состоянии...................до	3,5 %
Температура......................................от	— 5 °C до + 60 °C
Максимальное давление..................................до	40 кг/см2
Окружающая среда: закрытое помещение с температурой + 5 30 °C. В окружающем воздухе не допустимо наличие паров нефти во взрывоопасной концентрации.
Сброс производят с плавным поддерживанием постоянной скорости повышения давления в защищаемом трубопроводе. До отключения агрегатов насосной станции и по окончании работы системы Аркрон 1000 утечки нефти из приемного трубопровода в безнапорную емкость не происходит.
Каждый клапан Флексфло состоит из цилиндрического сердечника, содержащего множество параллельных щелей, на который натянута эластичная камера. Камера установлена с определенным растяжением. Снаружи она окружена, при посредстве корпуса и крышек перекрытия, воздушной емкостью, именуемой кожухом. Кожух обычно находится под пневматическим давлением.
Если давление в кожухе меньше давления нефти на входе, то нефть растягивает эластичную камеру до максимального внешнего предела корпуса, пропуская нефть через щели сердечника. Когда давление в кожухе поднимается, камера постепенно приближается к сердечнику и емкость потока подвергается дросселирова-
84
Рис. 2.31. Схема системы сглаживания воли давления АРКРОН-1000:
NO — нормально открытый клапан; NC — нормально закрытый клапан; [X]— шаровой клапан;	— вентиль;
X — дроссельный клапан
85
нию. При давлении в кожухе, равном или большем давления нефти на входе, камера плотно обжимает сердечник и сброс нефти прекращается.
Кожух клапана Флексфло (для того чтобы он реагировал на повышение давления нефти в защищаемом трубопроводе) подключен к пневматической стороне аккумулятора, снабженного эластичным разделительным пузырем. Другая сторона аккумулятора содержит разделительную жидкость, находящуюся под давлением нефтепровода (в линии коллектора). При нормальном режиме работы аккумулятор открыт, допуская полное давление регулирующего клапана Флексфло. При этом клапан закрыт.
Ограничительное сопло или дросселирующий клапан, находящийся в контрольной цепи, соединяет нефтепровод с аккумулятором таким образом, чтобы давление в нефтепроводе поднималось быстрее заданной скорости, а перепад, образовавшийся между входом клапана Флексфло и кожухом, был достаточным для расширения дросселирующей камеры. Созданный таким образом радиальный зазор позволяет сбросить излишки нефти в предназначенную для этого безнапорную емкость.
Обратный клапан, установленный параллельно с дросселирующим клапаном управления, обеспечивает свободный поток жидкости обратно из цепи аккумулятора. Жидкость в нефтепроводе представляет собой в этом случае сырую нефть, которая может содержать механические примеси или парафин, имеющий тенденцию со временем создавать накопления на проточных поверхностях, изменяя таким образом их рабочие характеристики.
Во избежание таких накоплений специальная промежуточная система, включающая разделительный бак, частично наполнена этиленгликолем, плотность которого больше плотности нефти, поэтому последняя "плавает" на поверхности разделительной жидкости, не загрязняя контрольную цепь при нормальной работе. Будучи в непосредственном контакте с нефчъю, разделительная жидкость постоянно находится под тем же давлением, что и в нефтепроводе.
Система состоит из нескольких клапанов Флексфло класса 300, смонтированных на блок-боксе с концами под приварку. Каждый кран контролируется отдельным воздушным аккумулятором.
В систему входят один бак разделительной жидкости, дросселирующие клапаны, резервуар жидкости, насос и комплект коллекторных труб с клапанами и вентилями для настройки перекрытия.
86
Клапан регулирования давления Флексфло
Клапан состоит из сердечника, в котором находятся продолговатые щели и на который натянута эластичная камера. Герметичный периметр камеры заключает в себе газовую камеру, именуемую "кожухом". Перепад давления между кожухом и жидкостью в цепи влечет за собой расширение или сужение эластичной камеры, пропуская или перекрывая поток нефти.
Аккумулятор
Аккумулятор типа передвижного разделителя состоит из 150-литрового цилиндрического корпуса, заключающего в себе тонкостенный пузырь из синтетической резины. Укрепленный сверху этот пузырь открыт своим отверстием к верхней воздушной стороне аккумулятора. Нижняя сторона аккумулятора является стороной разделительной жидкости. При притоке жидкости под давлением с нижней стороны воздух сжимается, и эластичный пузырь уменьшается в объеме. Когда жидкость уходит из аккумулятора, расширение воздуха вызывает увеличение пузыря, пределом которого является полный объем корпуса. Нижнее жидкостное окно аккумулятора содержит внутри большое количество мелких отверстий, образующих ситоподобное устройство, обеспечивающее легкую проходимость разделительной жидкости. Это устройство предохраняет разделительный пузырь от разрыва вследствие чрезмерного растяжения под давлением.
Разделительный бак
Корпус разделительного бака изготовлен из стали и обладает емкостью 1022 л. Разделительный бак наполнен антифризом (этиленгликолем). Эта разделительная жидкость обладает более высокой плотностью, чем нефть. При работе системы нефть доходит до поверхности этиленгликоля и, не смешиваясь, "плавает" на его поверхности. Разница в их плотности способствует этому несмеше-нию. Аккумуляторы, по мере необходимости, питаются жидкостью через два специальных отверстия, находящихся на нижней стороне бака. Механические примеси, попадающие из нефтепровода в бак, осаждаются в отстойнике и подлежат периодическому удалению через специальное отверстие, вмонтированное на дне.
87
В баке установлены вентили для продувания и проверки уровня жидкости на разной высоте.
Дроссельный клапан
Задвижка с прямоугольным проточным отверстием исполняет роль дроссельного клапана. Корпус дроссельного клапана снабжен двумя отверстиями для соединения его в контрольную цепь системы. Одно из отверстий подключено к разделительному баку, а другое — к нижней стороне аккумулятора.
Регулировка ограничения одностороннего протока жидкости из разделительного бака в аккумулятор производится с помощью маховика. Этот маховик имеет указатель положений со шкалой и градуировкой, обозначающей пропускную степень. Цифры на шкале обозначают число поворотов маховика от нуля до любого положения в 1/20 оборота. Маховик может быть застопорен в любом положении.
Насосная установка и резервуар разделительной жидкости
Узел состоит из насоса, резервуара и четырехходового клапана.
Поставляемый насос электрического типа, требуется нормальное питание: трехфазный ток напряжением 220/380 В и частотой 50 Гц.
Резервуар емкостью 530 л, установлен показатель уровня жидкости визуального типа.
Устройство применяется для определения изменения уровня жидкости по показателям, полученным до и после испытания. Любое изменение уровня в этом резервуаре прямо пропорционально объемным изменениям в аккумуляторах.
у Четырехходовой клапан может быть повернут таким образом, чтобы соединить систему разделительной жидкости с насосом.
Трубные коллекторы
Фабрично собранные коллекторы для жидкостей и пневматики состоят из труб соответствующих размеров, фитингов и вентилей перекрытия с необходимыми манометрами и контрольными клапанами.
88
2.4.	РЕЗЕРВУАРНЫЕ ПАРКИ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ
2.4.1.	Общие сведения о резервуарных парках
Неотъемлемой частью системы магистрального нефтепровода являются резервуарные парки, которые служат для обеспечения основного технологического процесса — надежной и бесперебойной перекачки нефти по нефтепроводу. Резервуарным парком называется комплекс взаимосвязанных резервуаров для выполнения технологических операций приема, хранения и перекачки нефти. Резервуарные парки необходимы:
для приема нефти от добывающих предприятий;
для учета нефти;
для обеспечения заданных свойств нефти, включая возможное компаундирование;
для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти.
В соответствии с этим назначением резервуарными парками оборудуют головные нефтеперекачивающие станции, некоторые из промежуточных станций, а также нефтебазы в конце нефтепровода.
Резервуарные парки ГНПС предназначены для создания запасов нефти с целью обеспечения бесперебойной работы трубопровода в случае прекращения или неравномерной поставки нефти с промысла, а также для приема нефти при аварийных или плановых остановках перекачки. Резервуарные парки на НПС сооружают в случаях, если эти станции находятся в пунктах подкачки нефти или местах разветвления (соединения) нефтепроводов. При последовательной перекачке разносортных нефтей резервуарные парки обеспечивают накопление партии каждой нефти в объеме, достаточном для перекачки. Резервуарными парками в конце нефтепровода служат сырьевые парки нефтеперерабатывающих заводов, парки перевалочных нефтебаз или наливных пунктов.
Суммарный полезный (или, как его называют, активный) объем резервуарных парков нефтепровода, транспортирующего сырую нефть одного вида, в соответствии с ВНТП 2-86 принимают согласно табл. 2.4.
Резервуары для хранения нефти принято классифицировать следующим образом
по материалу — стальные, железобетонные, из неметаллических материалов;
по расположению относительно земной поверхности — надземные, наземные, полузаглубленные и заглубленные (подводные);
89
Таблица 2 4
Рекомендуемые суммарные объемы резервуарных парков магистральных нефтепроводов (в суточных объемах перекачки)
Протяженность участка нефтепровода, км	Диаметр нефтепровода, мм			
	630 и менее	720, 820	1020	1220
До 200	1,5	2	2	2
От 200 до 400	2	2,5	2,5	2,5
От 400 до 600	2,5	2,5/3	2,5/3	2,5/3
От 600 до 800	3	3/3,5	3/4	3,5/4,5
От 800 до 1000	3/3,5	3/4	3,5/4,5	3,5/5
Примечания: 1. В числителе указаны цифры для нормальных условий прохождения нефтепроводов, а в знаменателе — при прохождении в сложных условиях (при этом заболоченные или горные участки должны составлять не менее 30 % общей протяженности нефтепровода).
2.	При протяженности нефтепровода свыше 1000 км к указанному объему резервуарного парка добавляют объем, равный значению объема, соответствующего длине превышения нефтепровода над 1000 км.
ГНПС магистральных нефтепроводов в случае перекачки нефти одного сорта должны располагать резервуарной емкостью объемом от двух- до трехсуточной пропускной способности нефтепроводов.
ПНПС нефтепроводов, расположенные на границах эксплуатационных участков, т. е. участков, в пределах которых перекачка ведется в режиме из "насоса в насос”, для обеспечения гидравлической независимости их работы должны иметь резервуарную емкость объемом 0,3 — 0,5-суточной пропускной способности трубопровода. Этот объем должен быть увеличен до 1,0— 1,5-суточного запаса, если в данном пункте происходят приемо-сдаточные операции.
НПС, расположенные в местах разветвления (или соединения) нефтепроводов, должны иметь резервуарную емкость объемом 1,0— 1,5-суточной пропускной способности трубопровода с наибольшим значением этого параметра. Если по нефтепроводу перекачивают последовательно нефть различных сортов, то допускается увеличение объема резервуара на этих станциях до пределов, требуемых согласно расчетам.
по расположению оси резервуара — вертикальные и горизонтальные;
по технологии монтажа стальных резервуаров — полной заводской готовности, сооружаемые из рулонных заготовок и собираемые методом полистовой сборки.
90
К подземным (заглубленным в грунт или обложенным грунтом) относят резервуары, в которых наивысший уровень нефти расположен не менее чем на 0,2 м ниже планировочной отметки прилегающей площадки.
В зависимости от объема и места расположения резервуары подразделяют на три класса:
класс I — особо опасные резервуары объемом 10000 м3 и более, а также резервуары объемом 5000 м3 и более, расположенные непосредственно по берегам рек, крупных водоемов, а также в черте городской застройки;
класс II — резервуары повышенной опасности объемом от 5000 до 10000 м3;
класс III — опасные резервуары объемом от 100 до 5000 м3.
Наибольшее распространение в системе магистральных нефтепроводов получили стальные резервуары. Для сокращения потерь от испарения эти резервуары оборудуют дыхательной арматурой (рабочими и предохранительными клапанами), системой газовой обвязки, понтонами или используют специальные конструкции с понтоном или плавающей крышей.
Установлены области применения различных резервуаров в зависимости от наименования классов, типов и групп нефтей (ГОСТ 1510 — 76. Нефть и нефтепродукты). Так, например, для хранения сырых и обессоленных нефтей с давлением насыщенных паров до 200 мм рт. ст. применяют горизонтальные резервуары со стационарной крышей без газовой обвязки с дыхательными клапанами. Для нефтей с давлением насыщенных паров выше 200 мм рт. ст. разрешается применять горизонтальные стальные резервуары низкого давления, вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей, понтоном или системой газовой обвязки.
Охарактеризуем некоторые типа резервуаров, применяемых в системе магистрального нефтепровода.
Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационарной крышей (РВС) представляют собой цилиндры, сваренные из стальных листов размером 1,5 х 6,0 м, толщиной 4 — 25 мм с конической или сферической крышей (рис. 2.32).
Длинная сторона каждого листа располагается горизонтально. Ряд листов называется поясом резервуара. Крыша резервуара опирается по краям на фермы, а у резервуаров большим объемом — на центральную стойку. Сварное днище резервуара покоится на песчаной подушке и имеет уклон от центра к периферии. Послед-
91
Рис. 2.32. Вертикальный стальной резервуар со сферической крышей объемом 10 тыс. м3
нее способствует более полному удалению подтоварной воды. Объем РВС колеблется от 100 до 50000 м3; избыточное давление может составлять до 2000 Па, вакуум — до 200 Па.
Вертикальные стальные резервуары с понтоном (РВСП) отличаются от РВС тем, что имеют понтоны, плавающие на поверхности нефти и предназначенные для уменьшения испарения жидкости (рис. 2.33).
Понтоны бывают металлические и синтетические. Они перемещаются вместе с нефтью вверх или вниз в зависимости от того, заполняется или опорожняется резервуар. Металлические понтоны имеют уплотняющие манжеты, прилегающие к внутренней поверхности резервуара, перемещение понтона происходит по направляющим трубам. Синтетические понтоны состоят из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки, и коврового покрытия из синтетической пленки.
Вертикальные стальные резервуары с плавающей крышей (РВСПК) не имеют стационарной крыши. Крышу резервуара за-
92
Рис. 2.33. Вертикальный стальной резервуар с понтоном объемом 20 тыс. м3: 1 — люк центральный; 2 — огневой предохранитель; 3 — направляющая труба; 4 — уплотнение понтона; 5 — опорная стойка понтона; б — нижнее положение понтона; 7 — верхнее положение понтона
меняет полый диск-короб, плавающий на поверхности нефти и опускающийся вместе с ней при опорожнении резервуара и поднимающийся вверх при заполнении резервуара. Диаметр плавающей крыши меньше внутреннего диаметра резервуара, а кольцевое пространство между диском-коробом и внутренней поверхностью резервуара уплотнено специальными манжетами. В нижнем положении крыша резервуара ложится на специальные стойки, расположенные равномерно по окружности резервуара. Плавающая крыша имеет уклон от периферии к центру для сбора и удаления дождевой воды.
Следует иметь в виду, что не весь объем резервуара может быть использован полностью. В нижней части резервуара, как
93
правило, скапливается вода (подтоварная вода) и имеется слой механических отложений (осадок). Полезный или активный объем Vn резервуара определяется как максимально возможный объем нефти, допустимый из него к откачке. Этот объем определяется по формуле
V = n V
* п '1э F о.р’
(2.11)
в которой Vo р — геометрический объем резервуара;
цэ — коэффициент использования резервуара, зависящий от его объема и конструкции (табл. 2.5).
Оборудование резервуаров. Подробно ознакомиться с конструкциями, устройством и принципом действия основного оборудования резервуаров можно по специальной литературе. В общем случае это оборудование включает:
механический дыхательный и гидравлический предохранительный клапаны для защиты резервуара от чрезмерных повышения или понижения давления в газовом пространстве резервуара, а также для сокращения потерь нефти при больших дыханиях;
огневой предохранитель для предотвращения попадания в резервуар открытого огня и искр;
замерный люк для измерения уровня нефти и отбора проб;
уровнемер (поплавковый, ультразвуковой или другой конструкции) для контроля за уровнем нефти в резервуаре, а также оперативного управления процессами закачки-выкачки;
нижний люк-лаз для вентиляции резервуара перед началом ремонтных работ, а также для удаления грязи при зачистке;
световые люки для проветривания резервуара во время ремонта и зачистки;
сифонный кран для спуска подтоварной воды;
"хлопушку" для предотвращения утечки в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек;
подогревательные устройства при хранении высоковязких нефтей; устройства для размыва осадка, выпадающего при хранении нефтей;
устройства для размыва осадка, выпадающего при хранении нефтей (размывающие головки и винтовые мешалки);
противопожарное оборудование (пеногенераторы, системы послойного тушения) и т. п.
94
Таблица 2.5.
Основные параметры резервуаров для хранения нефти
Тип, номинальный объем резервуара, м‘	Геометрический объем резервуара, Кр,м3	Коэффициен! использования резервуара т]э	Диаметр резервуара, м	Высота резервуара, м
Вертикальный стальной резервуар без понтона: 5000	4866 (4573)	0,76	22,8 (22,79)	11,92(11,92)
10000	10950(10950)	0,76	34,2 (34,2)	11,92(11,94)
Вертикальный стальной резервуар с понтоном: 20000	20900	0,79	39,9	17,9
50000	47460	0,79	60,7	17,9
Вертикальный стальной резервуар с понтоном с плавающей крышей: 20000	20900	0,83	39,9	17,9
50000	48900	0,83	60,7	17,9
Железобетонный подземный резервуар 10000	10510		0,72	0,42	7,98
Примечание. В скобках приведены данные по стальным резервуарам, эксплуатируемым в условиях низких температур.
2.4.2.	Современные тенденции в сооружении и эксплуатации резервуаров. Полистовой метод сборки стенок резервуара
До 1998 г. все резервуары НПС сооружали методом рулониро-ванной сборки по типовым проектам. Как показала практика их эксплуатации работоспособность этих резервуаров во многом снижена вследствие присущих этому методу сборки несовершенств к которым можно отнести:
1.	Сложно-напряженное состояние элементов стенки резервуаров, характеризующееся наличием высоких остаточных мон
95
тажных напряжений изгиба (при разворачивании рулона, на которые накладываются рабочие растягивающие напряжения. Это приводило к следующим осложнениям:
при гидроиспытаниях стенка приобретает перемещения и деформации в 1,5 раза выше рассчитанных;
возникают остаточные перемещения и деформации стенки и остаточные напряжения в уторном узле (краевой эффект);
при эксплуатации на внутреннем волокне стенки реализуются не расчетные напряжения (ар = 0,7ао2), а напряжения, достигающие предела текучести и02.
2.	Низкие технологичность и контролепригодность при монтажном развороте рулонов стенки и днища приводят к следующим осложнениям:
отклонения от вертикали стенки до 250 мм;
местные отклонения формы стенки типа выпуклостей, вогнутостей и переломов;
хлопуны на днище;
угловатости вертикальных монтажных сварных соединений карт стенки;
прямолинейность стенки в районе монтажных сварных соединений.
Все эти дефекты формы требуют специальных мер по усилению несущей способности, например, за счет установки дополнительных ребер жесткости или снижения нагрузки за счет понижения рабочего уровня залива нефти.
3.	Снижение проектной толщины гидрофобного слоя под ок-райкой из-за его выдавливания при установке и развороте рулонов стенки резервуаров большой вместимости (большой вес рулонов). Снижение толщины гидрофобного слоя приводит к ощутимому увеличению напряжений от "краевого эффекта", что при работе резервуаров даже в режиме транзита провоцирует образование трещин в сварных соединениях уторного узла стенки с днищем.
4.	Из-за большого веса рулонов невозможность применения более качественного таврового соединения стенки и днища с полным проваром (при развороте рулона разрушение нижнего торца стенки со скосом кромок).
При полистовом методе сборки стенок резервуаров практически все выше названные несовершенства отсутствуют.
Начиная с 1998 г. впервые в России на НПС "Староликеево"
96
ОАО "ВМН" осуществлено строительство четырех резервуаров РВСП-20000 методом полистовой сборки.
Монтаж резервуаров осуществляется фирмой ЗАО "Волго-нефтехиммонтаж".
Как известно, внедрение метода полистовой сборки в основном сдерживалось недостатками общей технической политики, направленной на всемерное сокращение себестоимости резервуаров. Одним из негативных следствий этой политики следует считать отсутствие на сегодняшний день оборудования и технологии сварки на монтаже. Этот факт требовал необходимости закупки зарубежного сварочного оборудования для механизированной сварки металлоконструкций на монтажной площадке. Для сварки горизонтальных швов стенки в Австрии была закуплена установка для автоматической сварки в защитных газах FTW-R фирмы "Fronius". Установка представляет собой две (внутренние и наружные) кабины, движущиеся на роликах по верхнему торцу листов пояса вдоль периметра стенки резервуаров. В кабинах размещены источники питания, сварочная горелка и место сварщика, укомплектованное приспособлениями для управления ориентацией горелки относительно стыка.
Вертикальные стыки стенки и все другие соединения сваривали с применением полуавтоматической сварки в защитных газах с использованием полуавтоматов марки TRS-4000 и TRS-2700 фирмы "Fronius" (Австрия). В качестве защитных газов использовали смесь аргона (80 %) и углекислого газа 20 %.
Применение алюминиевых понтонов и крыш
Известно, что при добыче, транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов потери составляют порядка 6 % от объема добываемой нефти. Испарение углеводородного сырья из резервуаров составляет основную долю от общих потерь.
К настоящему времени разработаны несколько способов сокращения потерь углеводородного сырья от испарения из резервуаров. Одним из наиболее эффективных способов является устройство плавающей крыши в резервуаре, при этом потери от испарения сокращаются на 98 %.
В качестве средства для сокращения потерь из резервуаров наиболее широкое применение за рубежом получили внутренние плавающие крыши (понтоны) из алюминиевых сплавов. Фирмы "Ультрафлоут", "Ваконодек", "Прематехник" и другие уже более 15 лет поставляют алюминиевые понтоны для нефтяных компа
97
4-1 - 164
ний, в т. ч. и в Россию. Оригинальные инженерные решения позволили максимально сократить массу понтона, что очень важно при высокой стоимости алюминия. Так, масса понтона для РВС-5000 м3 около 2 т (или 5 кг/м2).
Однако при оценке изделия следует учитывать соотношение цены и качества. В виде характеристики качества можно принять, что срок службы алюминиевого понтона не менее 40 лет. Кроме того, специалисты фирмы "Ультрафлоут” считают, что установка понтона в стандартный резервуар диаметром 45,6 м для хранения бензина позволяет сэкономить около 1000 м3 продукта в год. Таким образом, окупаемость средств, вложенных в строительство алюминиевого понтона для резервуара с бензином, не превышает 2 лет.
До последнего времени алюминий в народном хозяйстве России применяли ограниченно ввиду его высокой стоимости. Для изготовления понтонов отечественные резервуаростроители широко применяли малоуглеродистые стали, а последние 10 лет и пенополиуретаны.
Однако после августа 1998 г. изменилось соотношение цен на алюминий и энергоресурсы, что позволяет более широко использовать алюминиевые сплавы как конструкционный материал. Так, технико-экономическое сравнение понтонов из алюминиевых сплавов и стальных с антикоррозионным покрытием показало преимущество первых.
ЗАО "Нефтемонтаждиагностика” по заданию ОАО "Верхне-волжскнефтепровод" спроектировало, изготовило и смонтировало на НПС в Рязани первый отечественный понтон из алюминиевых сплавов в стальном вертикальном резервуаре вместимостью 10000 м3. Понтон (рис. 2.34) состоит из настила 1, выполненного из лент шириной 1,5 м, соединенных между собой внахлест верхней 2 и нижней 3 балками. К нижним балкам хомутами прикреплены герметичные поплавки 4 диаметром 220 мм. Диаметр поплавка определен из расчета двукратного запаса плавучести. Таким образом, поплавок погружается в нефть на 50 % от диаметра. По периметру понтона установлен бортик 5, который погружен в жидкость и является гидрозатвором.
К бортику 5 прикреплен уплотняющий затвор 6, который способен перекрыть зазор между понтонами и стенкой резервуара 200 ± 100 мм. Температурный интервал эксплуатации от —40 до + 40 °C. Затвор представляет собой ленту из вспененной пластмас-
98
Рис. 2.34. Резервуар с понтоном из алюминиевого сплава:
/ — настил; 2 — верхняя балка; 3 — нижняя балка; 4 — герметичные поплавки; 5 -— бортик; 6 — уплотняющий затвор; 7 — противоповоротные тросы; 8—антивакуумный клапан; 9—кабель; 10—дренажный патрубок; 11 — стационарная опора; 12 — направляющая труба; 13 — уплотняющий затвор
сы шириной 350 мм с переменной жесткостью по сечению. Это позволяет обеспечить плотное прижатие затвора к стенке резервуара и надежное копирование всех отклонений стенки от проектного положения в рамках допуска. Совместно с ВНИИПО (г. Балашиха) были проведены испытания такого затвора на пожарную безопасность и даны рекомендации на применение затворов в резервуарах для хранения нефти и нефтепродуктов. Госгортехнадзором России выдано разрешение на серийное производство затворов мягкого типа ЗМП-1.
Понтон оснащен двумя противопожарными тросами 7 диаметром 6,4 мм, выполненными из нержавеющей стали, антивакуум-ным клапаном Я, который одновременно является люком-лазом, и кабелем 9 для снятия электростатических зарядов. В практике эксплуатации понтонов были случаи, когда в резервуар вместе с нефтью попадали газовоздушные пробки, что приводило к выбросам нефти на понтон. С целью сброса нефти с ковра понтона установлены дренажные патрубки 10, которые погружены в нефть
99
на глубину, обеспечивающую гидрозатвор.
В нижнем положении понтон опирается на стационарную опору 11 из углеродистой стали, приваренную к днищу резервуара, в качестве опоры могут быть применены опорные стойки. Техническое решение по конструкции опоры нами было принято на основании опыта эксплуатации нефтяных резервуаров с учетом прогноза накопления твердых отложений наднище. Известно, что твердые парафинистые отложения неравномерно распределены на днище резервуара и достигают высоты более одного метра, поэтому принято решение о том, что в нефтяных резервуарах вместо опорных стоек необходимо применять стационарную опору.
Данный резервуар был оснащен двумя направляющими трубами 12 для ручного замера уровня и устройства уровнемера, поэтому вокруг стоек были установлены уплотняющие затворы 13.
После года эксплуатации понтона было проведено экспертное обследование его технического состояния, показавшее его удовлетворительную работоспособность. Плотность и прочность понтона соответствовали требованиям нормативных документов.
В зарубежной практике для оснащения нефтяных резервуаров большой вместимости широкое распространение нашли алюминиевые купольные покрытия ячеистого типа.
Эти покрытия весьма технологичны при сборке, имеют малый вес. Кроме того, при применении алюминиевых понтонов и крыш вследствие их высокой коррозионной стойкости по сравнению со стальными крышами нет необходимости в использовании дорогостоящих антикоррозионных покрытий.
С учетом высокой эффективности этих крыш в АК "Транснефть" и АО ВМН было принято решение о разработке проекта и технологии изготовления и монтажа алюминиевых покрытий для оснащения двух строящихся по листовой сборке резервуаров РВСП-20000 на НПС "Староликеево".
На рис. 2.35 приведен общий вид резервуара РВСП-20000 с отечественным купольным покрытием.
Новые решения по сооружению оснований резервуаров на нестабильных грунтах
Характерная особенность стальных резервуаров состоит в том, что масса жидкости, хранящаяся в них, значительно превышает массу строительных конструкций. Нагрузка на основание
100
Рис. 2.35. Резервуар с алюминиевым купольным покрытием
заполненного резервуара определяется следующими составляющими: весом конструкций резервуара; весом жидкости, заполняющей резервуар; весом снежного покрова на крыше; ветровыми нагрузками.
В отечественной и зарубежной практике как наиболее экономичные при благоприятных грунтовых условиях широко используются естественные основания под фундаменты стальных вертикальных цилиндрических резервуаров. Часто их используют в сочетании с песчаными или грунтовыми подушками и выполняют в виде подсыпки на основание, которая призвана обеспечить распределение давления от резервуара на основание, дренирование днища и его антикоррозионную защиту. Подсыпки устраивают из уплотненного крупного песка, щебня, гравия или гравийнопесчаной смеси. По верху подсыпки укладывают гидрофобный слой с добавкой водоотталкивающих вяжущих на основе нефти или ее продуктов. Поверхность подсыпки обычно имеет уклон от центра к периферии, основное назначение которого состоит в компенсации осадки днища резервуара и обеспечении притока хранимого продукта к ПРП, а также дренажа подтоварной воды к сифонному крану.
С целью повышения жесткости узла сопряжения стенки и днища и для выравнивания местных неравномерных осадок под стенкой резервуара устраиваются ленточные фундаменты. Фун
101
4-2-164
даменты под стенку, рекомендованные в типовых разработках, представляют собой тонкую монолитную или сборно-монолитную кольцевую плиту шириной 1 м и толщиной не более 20 см. Такая конструкция фундамента обеспечивает устойчивость только при-фундаментного слоя (подсыпки), практически не увеличивая жесткости узла сопряжения днища со стенкой, и не влияет на неравномерность осадки основания резервуара.
Неравномерная осадка основания и фундамента и вызванное этим искажение геометрической формы днища и стенки резервуара являются проблемой, требующей решения.
Вертикальные стальные резервуары являются сложными инженерными сооружениями, чрезвычайно чувствительными к неравномерным осадкам оснований, которые вызывают перекосы, крен и изменение формы резервуара. При превышении допусков они становятся непригодными для эксплуатации и требуют выполнения работ по реконструкции.
В ОАО "Гипротрубопровод" был разработан новый проект свайно-монолитного фундамента, представленный на рис. 2.36. Этот тип основания, как показала практика эксплуатации в течение 3 лет двух резервуаров, наилучшим образом противостоит всем несовершенствам нестабильных грунтов этой площадки.
Предотвращение образования и удаление уже образовавшихся нефтеосадков из резервуаров
Практика эксплуатации резервуаров типа РВС объемом 10000 — 50000 м3 показала малую эффективность работы действующих систем размыва донных отложений нефти, принцип действия которых основан на веерном струйном нефтяном потоке через стационарно установленные головки. При этом средний уровень отложения парафина составил 0,7 — 1,2 м или 6 — 18 % от рабочего объема резервуара. Проблема снижения полезного объема резервуара является весьма актуальной.
Основными причинами низкой эффективности систем размыва являются:
применение устаревших малоэффективных систем с фиксированной шириной щели размывающей головки диаметром 150 — 300 мм, установленных, как правило, по три на резервуарах вместимостью 10000 м3;
отсутствие на некоторых НПС системы внутрипарковой пере-
102
Рис. 2.36. Свайно-монолитный фундамент РВСП-20000
качки и, как следствие, невозможность создания необходимого расчетного давления размыва (0,2 —0,4 МПа);
прием в резервуары парафина и загрязняющих веществ при очистке нефтепроводов, а также глиняных тампонов после ремонтных работ на линейной части нефтепроводов;
изменение качества нефти и снижение ее температуры;
аварийное непроектное положение системы размыва в резервуарах РВСПК-50000 из-за конструктивных недоработок проекта (всплытие, боковое смещение, сброс с опорных столиков, разрушение трубопроводов);
неравномерный размыв нефтяного осадка на днище резервуара (только в окрестностях головок и патрубков);
отсутствие достоверной информации о количестве донных
103
осадков в резервуарах с понтонами, так как замер осадка осуществляется только через замерный люк, установленный на направляющей трубе, и отражает уровень осадка только в этой трубе.
Низкая эффективность работы размывающей системы приводит с одной стороны к значительным материальным затратам на очистку резервуаров, снижению полезной емкости, а с другой стороны — создает условия зарождения и развития язвенной коррозии элементов днища и стенки резервуара.
С учетом отечественного и зарубежного опыта эксплуатации резервуаров для хранения нефти в целях гомогенизации нефтепродуктов, а также предотвращения образования донных отложений в них рекомендовано применение мешалок.
Для перемешивания больших объемов в настоящее время предлагаются мешалки типа "погруженное сопло", а также лопастные мешалки в диффузоре. На практике обычно применяют лопастные мешалки с боковым вводом.
При насыщении придонной области резервуара нефтеосадками количество мешалок на резервуар и их мощность следует уточнять.
Требуемую скорость движения нефти в придонном слое достигают установкой на резервуар специальным образом необходимого количества мешалок оптимальной мощности.
В связи с большой емкостью резервуаров для хранения нефти (от 10 до 50 тыс. м3) для реализации эффективного перемешивания требуются мешалки большой мощности (12 кВт и более) со специально спрофилированными винтами.
Мешалки такого типа разработаны в рамках программы конверсии ГРЦ "КБ им. академика В. П. Макеева", изготовлены по кооперации с оборонными предприятиями и успешно применяются с 1998 г. на нефтеперерабатывающих предприятиях Башкортостана при изготовлении мазута и моторных масел (рис. 2.37).
Аналогичную проблему с применением турбулентных лопастных мешалок решают в ОАО "Центрсибнефтепровод" (г. Томск), предлагая достаточно эффективную систему размыва донных осадков, основанную на эффекте затопленной струи (рис. 2.38).
За рубежом оборудованием резервуаров для хранения нефти мешалками с целью предупреждения накапливания донных отложений занимается фирма "PREMATECHIC" (Германия). Эта фирма устанавливает мешалки на резервуары емкостью до 100000 м3.
104
Рис. 2.37. Внешний вид мешалки и ее габаритные размеры
Рис. 2.38. Внешний вид мешалки "Диоген-700"
105
4-3- 164
2.5.	УЧЕТ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
2.5.1.	Методы измерения количества нефти и нефтепродуктов
Методы измерения массы нефти и нефтепродуктов (далее продуктов) при проведении учетно-расчетных операций подразделяют на прямые и косвенные.
Реализация прямых методов заключается в определении массы продуктов с помощью весов, весовых дозаторов и устройств, массовых счетчиков, расходомеров с интеграторами.
Косвенные методы, в свою очередь, подразделяют на объемно-массовый и гидростатический.
Объемно-массовый метод. Применение объемно-массового метода сводится к измерению объема (V) и плотности (р) продукта при одинаковых или приведенных к одним условиям (по температуре и давлению), определению массы брутто продукта как произведения значений этих величин и последующего вычисления массы нетто продукта по формуле
Мбр = VptPpl,	(2.12)
где Мбр — масса брутто продукта, т;
Vpt — объем продукта, м3;
ppt — плотность продукта, приведенная к условиям измерения объема, т/м3.
Плотность продукта измеряют или поточными плотномерами, реализованными на различных физических принципах, или ареометрами для нефти и нефтепродуктов в условиях аналитической лаборатории по объединенной (среднесменной) пробе, отобранной, например, автоматическим пробоотборником, с последующим ее перемешиванием перед измерением плотности. Температуру продукта и давление при условиях измерения плотности и объема измеряют соответственно термометрами и манометрами.
Определение массы нетто продукта. При определении массы нетто продукта определяют массу балласта. Для этого измеряют содержание воды и концентрацию хлористых солей в нефти и рассчитывают их массу. Массу механических примесей определяют, принимая среднюю массовую долю их в нефти в соответствии с действующими стандартами, техническими условиями (ТУ) и другими нормативными документами.
106
Содержание воды в нефти и концентрацию хлористых солей измеряют, соответственно, поточными влагомерами и солемерами или определяют по результатам анализов объединенной (среднесменной) пробы нефти, проведенных в аналитической лаборатории.
Массу нетто нефти (нефтепродукта) при учетно-расчетных операциях определяют как разность массы брутто нефти и массы балласта
мн = м6р - м,
(2.13)
На магистральных нефтепроводах, имеющих узлы учета нефти (УУН), оборудованные преобразователями расхода, поточными преобразователями плотности и блоками измерения параметров качества (БИК) и (или) системы измерения количества и качества нефти (СИКН), массу нетто нефти определяют по формуле
Ми = Mgp - мб,
(2.14)
где Mgp — масса брутто нефти, зарегистрированная на цифропечатающем устройстве (ЦПУ), а при его отказе определенная по показателям центрального блока обработки информации (ЦБОИ), т;
Мб — масса балласта, т, определенная по формуле
W + w + W сч r г МП 1 в ' r г хс бр	1 ЛЛ	'
(2.15)
W„n — массовая доля механических примесей в нефти, %;
W,, — массовая доля воды в нефти, %;
Wxc — массовая доля хлористых солей в нефти, %.
В зависимости от способа измерения объема продукта объемно-массовый метод подразделяют на динамический и статический.
Динамический метод применяют при измерении массы продукта непосредственно на потоке в нефте- и нефтепродуктопрово-дах. При этом объем продукта измеряют счетчиками или преобразователями расхода с интеграторами.
Статический метод применяют при измерении массы продукта в градуированных емкостях (вертикальные и горизонтальные резервуары, транспортные емкости и т. п ).
107
Объем продукта в резервуарах определяют с помощью градуированных таблиц резервуаров по значениям уровня наполнения, измеренным уровнемером, метроштоком или металлической измерительной рулеткой. В емкостях, градуированных на полную вместимость, контролируют уровень наполнения и определяют объем по паспортным данным.
Гидростатический метод. При применении гидростатического метода измеряют величину гидростатического давления столба продукта, определяют среднюю площадь заполненной части резервуара на уровне, относительно которого производят измерения, и рассчитывают массу продукта как произведение значений этих величин, деленное на ускорение свободного падения. При этом формула для определения массы продукта М имеет вид:
M=pFcp^Hp\	(2.16)
g
где р— гидростатическое давление продукта в резервуаре относительно уровня отсчета, Па;
Нр — расчетный уровень наполнения, или уровень, относительно которого производят измерение, м;
Fcp(Hp)— средняя площадь сечения резервуара, определяемая из градуировочных таблиц на резервуар;
g— ускорение свободного падения.
Массу отпущенного (принятого) продукта при использовании гидростатического метода можно определять по двум вариантам:
как разность масс, определенных в начале и в конце товарной операции (используя вышеизложенный метод);
как произведение разности гидростатических давлений в начале и в конце товарной операции на среднюю площадь сечения части резервуара, из которого отпущен нефтепродукт, деленное на местное ускорение силы тяжести.
Измерение гидростатического давления столба продукта производят манометрическими приборами с учетом давления паров нефти или нефтепродукта.
Для определения средней площади сечения части резервуара с помощью металлической измерительной рулетки, метроштока или уровнемера измеряют уровни продукта в начале и в конце товарной операции и по данным градуировочной таблицы резервуара вычисляют соответствующие этим уровням средние площади сечения.
108
2.5.2.	Погрешности измерений
Различают истинные значения физических величин и их эмпирические оценки — результаты измерений.
Истинные значения физических величин — это значения, идеальным образом отражающие свойства данного объекта как в количественном, так и в качественном отношении. Они являются той абсолютной истиной, к которой мы стремимся, пытаясь выразить ее в виде числовых значений.
Результаты измерений являются продуктами нашего познания. Представляя собой приближенные оценки значений величин, найденных путем измерения, они зависят не только от этих оценок, но еще и от методов измерения, технических средств, с помощью которых проводятся измерения, и свойств органов чувств наблюдателя, осуществляющего измерения.
Отклонение результатов измерения х от истинного значения Q измеряемой величины называется погрешностью измерения:
Д = х — О.
Но поскольку истинное значение О измеряемой величины неизвестно, приходится в формулу вместо истинного значения подставлять так называемое действительное значение.
Под действительным значением физической величины понимают ее значение, найденное экспериментально и настолько приближающееся к истинному, что для данной цели оно может быть использовано вместо него.
Погрешности измерений в отношении характера и причин их появления делят на систематические и случайные. Кроме того, в процессе измерения могут появиться очень большие (грубые) погрешности и могут быть допущены промахи. И те, и другие, как правило, отбрасывают и при обработке результатов измерений не учитывают.
Систематическими называют погрешности измерений, остающиеся постоянными или изменяющиеся по определенному закону при повторных измерениях одной и той же величины. Они могут быть изучены, и тогда результат измерения может быть уточнен либо путем внесения поправок (если значения этих погрешностей определены), либо путем применения таких способов измерения, которые дают возможность исключить влияние системати
109
4-4 - 164
ческих погрешностей без их определения. Результаты измерения тем ближе к истинному значению измеряемой величины, чем меньше оставшиеся неисключенными систематические погрешности.
Случайными называют погрешности измерений, изменяющиеся случайным образом при повторных измерениях одной и той же величины. Действительно, производя со всей тщательностью повторные измерения, обнаруживают нерегулярные расхождения результатов измерений, обычно в последних двух—трех значащих цифрах. Случайные погрешности не могут быть исключены из результатов измерений подобно систематическим погрешностям. Однако при проведении повторных измерений одной и той же величины методы математической статистики позволяют несколько уточнить результат измерения, так как для искомого значения измеряемой величины можно найти более узкий доверительный интервал, чем при проведении одного измерения.
Промахами и грубыми погрешностями называют погрешности измерений, существенно превышающие оправдываемые объективными условиями измерений систематические или случайные погрешности. Как правило, результаты измерений, содержащие промах, не принимаются во внимание. Причинами промахов обычно являются ошибки наблюдателя. Причинами грубых погрешностей могут являться неисправность измерительной аппаратуры, резкое изменение условий измерений и другие случайные воздействия. Обнаружить промах бывает не всегда легко, особенно при единичном измерении. Кроме того, результат промаха оказывается иногда таким, что бывает трудно решить, является ли это промахом или большой случайной погрешностью.
Таким образом, мы имеем два типа погрешностей измерения:
а)	случайные (в том числе грубые погрешности и промахи), изменяющиеся случайным образом при повторных измерениях одной и той же величины;
б)	систематические погрешности, остающиеся постоянными или закономерно изменяющиеся при повторных измерениях.
В процессе измерения оба вида погрешностей проявляются одновременно, и погрешность измерения можно представить в виде их композиции:
Д = 8 + 0,
где 8 — случайная;
0 — систематическая погрешности.
ПО
Систематические погрешности. Ниже рассматриваются наиболее типичные виды систематических погрешностей, их классификация, причины возникновения, способы обнаружения и исключения их влияния на результаты измерения. Рассмотрим группы систематических погрешностей, отличающиеся одна от другой причинами возникновения.
Инструментальные погрешности обусловлены свойствами применяемых средств измерений, которые могут вызывать погрешности различного характера. Рассмотрим некоторые примеры погрешностей, присущие отдельным средствам измерений.
1.	Погрешности, присущие конструкции средств измерения. Это например, погрешности из-за люфта, "мертвого" или "холостого" хода подвижных частей прибора, нелинейности градуировочной характеристики турбинного счетчика и т. д.
2.	Погрешности из-за несовершенства или неправильной технологии изготовления.
3.	Погрешности из-за износа, старения или неисправности средств измерений.
Погрешности, возникающие в результате неправильной установки средств измерений. В качестве примеров могут служить погрешность за счет неправильной установки весов, погрешность турбинного преобразователя расхода (ТПР), из-за неправильного монтажа — разницы в диаметрах ТПР и прямых участков, недостаточной длины прямых участков, несоосносги и т. д.
Погрешности, обусловленные влиянием внешних условий, — это температура окружающего воздуха и измеряемой среды, свойства этой среды, давление, магнитные и электрические поля и др. Характерными примерами могут служить влияние вязкости жидкости на погрешность ТПР, влияние температуры и давления на объем трубопоршневой установки и т. д.
Методические (теоретические) погрешности обусловлены тем, что при разработке средств измерений всегда принимаются приближенные, упрощенные зависимости уравнений измерений, отличные от теоретических. Такие погрешности должны быть оценены и учтены в процессе разработки и проведения испытания средств измерений.
Субъективные систематические погрешности связаны с индивидуальными свойствами человека и укоренившимися неправильными навыками. Эти погрешности возникают в тех случаях, когда измерения выполняются непосредственно операторами.
111
Систематические погрешности могут быть постоянными или переменными — постепенно возрастающими или убывающими, или изменяющимися по каким-то законам. Знание характера систематических погрешностей очень важно для исключения их из результатов измерений. Так как систематические погрешности вызывают постоянное смещение результатов измерений, необходимо их исследовать и постараться максимально исключить. Способы исключения и учета систематических погрешностей можно разделить на четыре основные группы:
1.	Устранение источников погрешностей до начала измерений (профилактика погрешностей).
2.	Исключение погрешностей в процессе измерения (экспериментальное исключение погрешностей) способами замещения, компенсации погрешностей по знаку, противопоставления, симметричных наблюдений и др.
3.	Внесение известных поправок в результат измерения (исключение погрешностей вычислением).
4.	Оценка границ систематических погрешностей, если их нельзя исключить.
Наиболее эффективными являются первый и второй способы. Для этого все систематические погрешности метода и средств измерений должны быть исследованы и исключены путем введения поправок, чтобы получить исправленные результаты измерений. Такие исследования проводят в процессах разработки, испытаний и частично — поверки средств измерений. Так, при изменении массы нефти и нефтепродуктов систематические погрешности исключаются в электронных преобразователях введением поправок, учитывающих влияние температуры, давления, вязкости и других факторов.
Полное исключение систематических погрешностей практически невозможно, всегда останутся так называемые неисключен-ные остатки систематических погрешностей. Они обусловлены использованием приближенных зависимостей при определении поправок, а также погрешностями средств измерений, применяемых для измерения влияющих величин. Поэтому при оценке погрешности результата измерений необходимо оценивать и границы остаточной систематической погрешности. Если имеется несколько составляющих, то приходится определять границы суммарной систематической погрешности. О суммировании отдельных составляющих погрешностей и определении границ будет
112
подробно сказано ниже на примере обработки результатов поверки турбинных преобразователей расхода и трубопоршневых установок.
Случайные погрешности. При проведении с одинаковой тщательностью и в одинаковых условиях повторных измерений одной и той же постоянной, не изменяющейся величины мы получаем результаты измерений, некоторые из которых отличаются друг от друга, а некоторые совпадают. Такие расхождения в результатах измерений говорят о наличии в них случайных погрешностей. Случайная погрешность возникает при одновременном воздействии многих источников. Каждый из этих факторов оказывает незаметное влияние на результат измерения, но их суммарное воздействие может быть достаточно сильным. В разные моменты времени эти факторы проявляют себя по-разному, без закономерной связи между собой, независимо друт от друга. Такой характер влияния каждого фактора приводит к тому, что и суммарное их воздействие, проявляющееся в заметных расхождениях результатов отдельных измерений, не имеет закономерной связи с результатами измерений в предыдущие и последующие моменты времени. Это и дало основание говорить о случайных погрешностях этих измерений.
2.5.3.	Математические модели методов измерений массы нефтепродуктов и их погрешностей
Использование косвенных методов измерений количества нефти и нефтепродуктов при проведении учетно-расчетных операций, какими бы точными приборами эти измерения не производились, всегда содержат некоторые ошибки. Поэтому исходные данные для расчетов, а следовательно, и расчеты количества нефтепродуктов являются всегда приближенными, и их точность зависит не только от точности применяемых измерительных приборов и технических средств, но и от точности или адекватности выбранных математических моделей методов и моделей погрешностей методов.
Основным методом измерения массы при проведении коммерческих операций является объемно-массовый динамический метод. Математическая модель для расчета принятой или отпущенной массы продукта М при этом может быть представлена в виде
113
М = Vp(l + р8()(1 + у8р),
(2.17)
где М — масса продукта, кг;
р — плотность продукта, кг/м3;
8(= (fp — Zv) — разность температур продукта при измерении плотности tp и объема Zv, °C;
Р — коэффициент объемного расширения продукта, 1/ °C;
Sp— (Pv~Pp) — разность давлений при измерении объема pv и плотности рр;
у — коэффициент сжимаемости от давления, 1/МПа. Модель погрешности метода имеет вид
ДМ = ±1,1 ДУ2+Др2 + р
-^100 1 + р8,
2
+ Дш2,
(2.18)
где ДМ — относительная погрешность измерения массы продукта, %;
ДУ— относительная погрешность измерения объема, %;
Др — относительная погрешность измерения плотности, %;
Д8( — абсолютная погрешность измерения разности температур 8(, °C;
Дт — относительная погрешность центрального блока обработки и индикации данных, %.
При учетно-расчетных операциях с применением УУН и СИКН на магистральных нефтепроводах при различии термодинамических условий в БИК и ТПР масса брутто нефти определяется по формуле
Мбр.пр.= Мсбчр (1 + р8()(1 + у8р),	(2.19)
где Мбр пр — масса брутто нефти с учетом поправок на разность температур и давления нефти, проходящей через ТПР и БИК, т;
Р — коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С;
у — коэффициент сжимаемости нефти, 1/МПа;
8t= (^бл— Q — разность среднесменных значений температур нефти, проходящей через ТПР и БИК, °C;
114
1 п	] л
^бЛ-—^^бЛ, - tv~	<	(2.20)
п м	П i.i	'	'
п — число измерений за смену;
^бл — результат г-го измерения температуры нефти ' в БИК, °C;
tv. — результат i-ro измерения температуры нефти, проходящей через ТПР, °C;
бр = (pv — рр) — разность среднесменных значений давления при измерении объема и плотности нефти, МПа;
1 П	| п
Pv=~TlPvl’. Рр^-ХРрр	(2.21)
pv — результат i-ro измерения давления нефти, проходящей через ТПР, МПа;
рр. — результат i-ro измерения давления нефти в БИК, МПа.
Данная модель применяется, если среднее значение разности давлений и температур нефти, проходящей через преобразователь расхода и блок измерения параметров качества в процессе работы УУН или СИКН, равно или превышает 0,3 МПа и 0,5 °C соответственно при отсутствии автоматического приведения значения плотности нефти к условиям измерения объема.
В случае применения объемно-массового динамического метода при наливе и сливе нефтепродуктов, когда давление не превышает 0,3 МПа, сжимаемостью продукта от давления пренебрегают.
Объемно-массовый статический метод используют при оперативном контроле и коммерческом учете нефти и нефтепродуктов.
Математическая модель метода имеет вид
М = М,- Mi+i= V,(l+2a6(. )р,(1 + ₽б(.)-
'Ст '	(2.22)
— V;+1(l+2a6,	)p,+i(l + ₽5,	),
где Vjt Vl+1 — объем продукта в начале и конце товарной операции соответственно, определяемый по градуировочной таблице резервуара, м3;
115
Р? Pi+i — средние плотности продукта в начале и в конце товарной операции соответственно, кг/м3;
а — коэффициент линейного расширения материала стенок резервуара, 1/ °C;
8( = (ф — trp) — разность температур стенок резервуара при измерении объема tv и при градуировке резервуара <Гр. °C.
Остальные обозначения те же, что и в формуле (2.17). Модель погрешности метода имеет вид
(2.23)
где Н — уровень продукта в резервуаре (емкости), м;
АН — абсолютная погрешность измерения уровня наполнения нефти или нефтепродукта, м;
АК — относительная погрешность градуировки резервуара, %.
Остальные обозначения аналогичны формулам (2.17), (2.18) и (2.22).
Модель гидростатического метода измерения массы нефти или нефтепродукта рекомендуем представлять в виде:
М = Ft — I g
_ F P|+1 Л+1
g
(2.24)
или
мЛрср1 g
(2.25)
где F,, F, + 1 — средние значения площади сечения резервуара соответственно в начале и в конце товарной операции, м2, определяем как
Р = Г
Н
V — объем продукта, м3;
Н — уровень наполнения емкости, м;
г- V,-Vl+l
Fcp = —---—----среднее значение площади сечения части резер-
Н, -Н,+1
116
вуара, из которой отпущен нефтепродукт, м2;
g — ускорение свободного падения, м/с2;
Pt- Pi+\ — давление продукта в начале и в конце товарной операции, Па;
Е,р = Pi + Pi+i — разность давлений нефтепродукта в начале и в конце товарной операции, Па.
Модель погрешности гидростатического метода имеет вид
лм +11 lp‘F'2 AF<2+AP? .РшЛ+i A^L+Ap,2+i . Лт2
и\Т2-------м^ “р-------------м2----	’ (2’26)
В случае применения формулы (2.16)
ДМ = ± 1,1>/л^р2+А/7с2р+А^2 -	<2-27)
где AF,, AFf+1 — относительные погрешности измерения сечения резервуара соответственно в начале и в кон!де товарной операции, %;
Др = р,, Api+i — относительные погрешности измерения давления соответственно в начале и в конце товарной операции, %;
ДЕ,р — относительная погрешность измерения разности давлений Е,р, %;
AFcp — относительная погрешность измерения среднего значения площади сечения резервуара, из которого отпущен продукт, %.
2.5.4. Средства измерения количества нефти на НПС, конструктивные особенности и области применения
В настоящее время для измерения количества нефти и нефтепродуктов на магистральных трубопроводах существует широкая номенклатура технических средств, работа которых основана на различных физических принципах и эффектах. При этом расход нефти и нефтепродуктов может быть определен в единицах объема и (или) единицах массы.
При конструировании счетчиков используют различные методы измерения количества перекачиваемой жидкости в трубопроводе. По принципу действия различают объемные, турбинные,
117
электромагнитные, ультразвуковые, вихревые счетчики. Известны другие конструкции, находящиеся в стадии разработки, среди которых можно выделить: тепловые, ионизационные, ядерномаг-нитные и т. д. Широкое распространение в практике трубопроводного транспорта при малых производительностях имеют объемные счетчики, в которых поток разделяется на порции механическим способом. Разделение на порции происходит при помощи эксцентрично укрепленных вращающихся лопастей или шестерен, движимых ротором. В процессе движения в определенные моменты образуются измерительные камеры, размер которых вымерен с высокой степенью точности. Количество порций в единицу времени, пропущенных через камеры, определяется частотой вращения ротора. Измерительный элемент объемных счетчиков с овальными шестернями состоит из двух прецизионных шестерен. Под действием давления жидкости шестерни вращаются. При каждом обороте пары овальных шестерен протекает точно специфицированный объем жидкости через счетчик. Обороты пары овальных шестерен передаются при помощи магнитной муфты с передачей на счетный механизм с индикатором, или без обратного влияния на магнитоуправляемый датчик, где единственными движущимися элементами являются овальные шестерни. В зависимости от выбора материала для корпуса, овальных шестерен и подшипников и в зависимости от установки так называемых температурных удлинителей счетчики с овальными шестернями каждого типоразмера могут быть приспособлены к следующим рабочим режимам:
режиму высоких и низких температур;
к низким и экстремально высоким вязкостям;
к режиму рабочего давления до 10 МПа.
Схема объемного счетчика с овальными шестернями представлена на рис. 2.39.
Лопастные расходомеры работают по принципу вытеснения. Установленный на шариковых опорах ротор с лопастями, равномерно расположенными в щелях на его периферии, вращается вокруг зафиксированного на центральном валу кулачкового диска в зависимости от направления и скорости потока жидкости. Кулачковый диск выполнен таким образом, что вызывает радиальное выдвижение лопастей, направленных к стенке измерительной камеры. В целях уменьшения трения управляющий механизм лопастей оснащен шарикоподшипниками.
118
Рис. 2.39. Схема объемного счетчика
После завершения радиального выдвижения лопасти формируют со стенками и днищем кожуха закрытую камеру. Истирание деталей исключено, поскольку ни ротор, ни лопасти не прикасаются к неподвижным узлам измерительной камеры. Капиллярный эффект оптимально минимизирует утечку через зазор между лопастью и стенкой измерительной камеры, что и гарантирует сверхвысокую точность измерения. Вертикальный разрез лопастного расходомера представлен на рис. 2.40.
При использовании объемных счетчиков на узле учета перед ними обязательно необходимо устанавливать фильтры тонкой очистки.
Данный тип счетчиков определяет количество жидкости путем прямого измерения объема потока. Другие конструкции счетчиков обеспечивают измерение объема косвенными методами. Они могут измерять такие динамические параметры, как скорость потока, скорость звука в потоке, динамический напор, частоту возникновения вихрей, и на основании физических закономерностей преобразуют измеренные параметры в расход и количество.
Наибольшее распространение для измерения количества нефти имеют турбинные счетчики. В них для определения количества жидкости используют помещенное в поток вращающееся тело (турбинка, зубчатая шестерня и т. д.). Вращение турбинки происходит за счет передачи энергии потока на лопасти. Частота
119
1 — текучая жидкость; 2 — лопасть 3 — статическая жидкость; 4 — внешний кожух; 5 — кулачковый диск; б — измерительная камера;
7	— внутренний кожух с выровненным давлением;
8	— подшипник лопасти;
9	— ротор
Рис. 2.40. Вертикальный разрез лопастного расходомера фирмы "Смит”
вращения непосредственно зависит от скорости потока, что и позволяет определить расход в трубопроводе.
Для преобразования частоты вращения ротора в потоке используют магнитные или магнитно-индукционные датчики. В магнитном датчике взаимодействуют постоянный магнит, закрепляемый в лопастях и вращающийся вместе с ротором, и катушка индуктивности, закрепленная на корпусе. При прохождении магнита вблизи катушки в ней возникает переменный магнитный поток и индуцируется напряжение, амплитуды и частоты импульсов пропорционально скорости потока. Наибольшее распространение для турбинных счетчиков получил магнитоиндукционный датчик. Он состоит из постоянного магнита, укрепленного в корпусе соленоида, и сердечника из магнитомягкого материала. При прохождении лопастей турбинки вблизи магнитоиндукционного датчика в соленоиде наводится ЭДС, которая зависит от частоты вращения турбинки. Частота ЭДС определяется частотой изменения поля соленоида, т. е. частотой вращения.
Широкое применение имеют счетчики "Турбоквант" (рис. 2.41). Ротор счетчика 4, помещенный в корпус 1, вращается в подшипниках 2 и 3, которые крепят в опорном кольце 8. На ступице ротора
120
Рис. 2.41. Схема турбинного расходомера:
1 — корпус; 2 — передние опоры; 3 — задние опоры; 4 — турбина; 5 — обмотка датчика; 6 — сердечник (постоянный магнит); 7 — индуктивный датчик
смонтирован зубчатый диск из ферромагнитного материала. В головке счетчика укреплены постоянный магнит 7 и катушка индуктивности 5 с сердечником 6. При прохождении зубцов диска вблизи катушки в ней происходит изменение поля, создающего импульс в соединительной линии с прибором. Максимальная частота импульсов при максимальном расходе составляет 1000 Гц, амплитудное значение напряжения при минимальном расходе — 20 мВ. Номенклатура и размеры счетчиков "Турбоквант" приведены в табл. 2.6.
Счетчики "Турбоквант" в диапазоне измерения расходов имеют следующие характеристики: погрешность — 0,5 %; повторяемость — 0,1 %; температура окружающей среды — от —50 до + 150 °C. Подшипники счетчиков могут быть изготовлены из тефлона, стеллита, вольфрамкарбида, бронзы. Допускаемая кратковременная перегрузка не превышает 125 % от номинального расхода.
Применяемые счетчики фирмы "Смит Митер” показаны на рис. 2.42 и рис. 2.43.
Счетчики группы а предназначены для станций налива нефтепродуктов в автоцистерны. При перекачке нефтепродуктов используют опорные шарикоподшипники при установке на горизон-
121
Таблица 2.6
Номенклатура счетчиков "Турбоквант"
Тип	Условный диаметр £>у, мм	Расход м3/ч		Размеры, мм		Масса, кг
		максимальный	минимальный	L	Н	
6931	100	270	27	356	143	20
6932	150	550	55	368	175	39
6933	200	1100	ПО	457	190	66
6934	250	1900	190	457	205	76
6935	300	2700	270	457	240	83
6936	400	4000	400	609	290	132
тальных или вертикальных трубопроводах. Такая конструкция позволяет продлить срок службы, наличие струевыпрямительной насадки — увеличить коммерческую точность перекачки.
Счетчики группы б предназначены для малых трубопроводов, по которым перекачивают продукты от сжиженного природного газа до легкого дистиллятного топлива. Снабженные канавками
Рис. 2.42. Семейство турбинных счетчиков фирмы "Смит Митер": а — "Guardsman L”; б — "Guardsman"
122
Рис. 2.43. Турбиииый счетчик (MVTM) фирмы "Смит Митер": а — внешний вид; б — устройство
подшипники из карбида вольфрама обеспечивают большой срок службы и самоочищение, необходимое для предотвращения осаждения загрязнений и смолистых пленок, содержащихся в легких углеводородах.
Для ориентировочного измерения расхода и количества жидкости можно использовать погружные счетчики. Эти счетчики измеряют скорость жидкости в одной определенной точке. При турбулентном режиме течения потока точка средней скорости расположена на окружности, радиус которой составляет 0,758 от радиуса трубы.
Погружной счетчик следует устанавливать в точке средней скорости. При установке в другом месте можно использовать соотношение
123
О = kuvMF,
(2.28)
где О — расход;
ки — коэффициент отношения средней скорости к местной скорости;
им — скорость в месте установки;
F — внутренняя площадь поперечного сечения трубы.
Величина kv остается постоянной во всем диапазоне скоростей турбулентного режима. Принцип действия погружных счетчиков аналогичен турбинным. Естественно, что погрешность измерения несколько увеличивается. Преимуществами погружных счетчиков являются низкая стоимость, а также малое сопротивление, создаваемое в потоке. Конструкция погружных счетчиков позволяет устанавливать и демонтировать их без остановки трубопровода и снижения давления в нем. По сравнению с объемными турбинные счетчики имеют меньшие габаритные размеры и массу, более долговечны в эксплуатации, имеют большую пропускную способность. Однако наличие вращающегося тела, помещенного в поток, приводит к износу опор, а также к большим гидравлическим потерям. Поэтому в настоящее время активно ведутся разработки новых типов счетчиков без подвижных частей.
В вихревых счетчиках используется эффект возникновения вихревых колебаний в движущемся потоке. В поток помещают установленное в корпусе датчика неподвижное тело плохообтекаемой формы (пластина, цилиндр). За этим телом происходит периодический срыв вихрей (рис. 2.44, а). Частота генерирования вихря при однородных потоках пропорциональна только скорости потока. Линейный эффект существует в потоках, в которых число Рейнольдса превышает 10000. В этом случае частота образования вихрей /определяется формулой
/ =	(2.29)
гДе X — постоянная Струхаля;
d — лобовая поверхность тела возмущения;
и — скорость потока.
В качестве чувствительных элементов, воспринимающих вихревые колебания, можно использовать терморезисторы, представляющие тонкий провод, намотанный на теплоизолирующее основание. От воздействия внешней среды элемент защищают метал-
124
a
Рис. 2.44. Схема вихревого счетчика
лическим колпачком или слоем теплопроводного стекла. Резистор подогревают за счет тока внешнего источника. При прохождении измеряемого потока происходит охлаждение датчика, степень охлаждения зависит от скорости потока. Колебания скорости, связанные с возникновением вихрей, вызывают колебания сопротивления датчика, которые фиксируются вторичным устройством.
В зависимости от конструкции датчика чувствительные тепловые элементы 1 устанавливают непосредственно в теле датчика или в вихревой дорожке. Размещение чувствительных элементов в передней стенке треугольного тела обтекания показано на рис. 2.44, б, в сквозном канале в центре треугольного тела —
125
на рис. 2.44, в. В последнем случае преобразователь реагирует на изменение температуры с одной или другой стороны датчика, в зависимости от возникновения вихря. На рис. 2.44, г датчики установлены в вихревой дорожке. Если в тело, образующее вихри, установить магнит, он может служить датчиком (рис 2.44, д). Реакция, возникающая при срыве вихрей, заставляет помещенный в поток цилиндр 3 колебаться с частотой вихреобразования. Весь цилиндр или его часть изготавливают из ферромагнитного материала. На корпусе прибора устанавливают индуктивный датчик 2, импеданс которого меняется при приближении к нему ферромагнитного диска.
Из-за ограничений по минимальному значению числа Рейнольдса вихревые счетчики не могут быть использованы при малых диаметрах трубопроводов, при применении на больших диаметрах возникают сложности в связи с очень низкой частотой срыва вихрей (меньше 1 Гц). Поэтому вихревые счетчики обычно изготавливают диаметром 50—150 мм.
Представляют интерес методы, в которых отсутствует тело, помещенное в поток.
Ультразвуковые методы основаны на изменении скорости распространения ультразвуковой волны в жидкости при наличии потока (рис. 2.45). При распространении волны по направлению потока скорость возрастает, а против потока — уменьшается. Эффект этот проявляется в изменении времени распространения ультразвука от излучателя Б к приемнику А в том случае, если ультразвуковая волна распространяется в жидкости под некоторым углом к оси трубопровода. Счетчики, основанные на использовании ультразвуковых методов, разделяют на типы в зависимости от схемы измерения. Приборы, измеряющие скорость распространения ультразвука только в одном направлении, называются одноканальными, а в двух направлениях — двухканальными. Время прохождения расстояния между излучателем и приемником по направлению потока т, и против потока т2 определяется формулами
L	L
Т1 ~ i Т2 —	>
с+и с —и
(2.30)
где L — длина пути между излучателями; с — скорость ультразвука в среде; и — скорость потока.
126
Рис. 2.45. Принцип действия ультразвуковых счетчиков
Для повышения точности используют схему, по которой измеряют разность времен Tj и т2:
Датчики ультразвуковых счетчиков представляют собой пьезоэлектрические керамические диски, покрытые титаном, эпоксидной смолой или тефлоном. Их устанавливают в стенке трубопровода таким образом, чтобы нижний край датчика совпадал с внутренней поверхностью трубопровода, при этом отсутствуют какие-либо дополнительные сопротивления, влияющие на поток жидкости. Рабочая частота ультразвуковых колебаний обычно 1 —2 МГц. Вследствие асимметрии геометрических размеров акустических каналов одноканальные датчики осуществляют измерение с большей погрешностью, чем двухканальные. При применении ультразвуковых счетчиков следует считаться с нестабильностью скорости ультразвука, вызываемой изменениями температуры, концентрации, давления измеряемой среды и различием скоростей в различных нефтях (табл. 2.7).
127
Таблица 2.7
Скорость распространения ультразвука
Нефтепродукт	Скорость ультразвука при температуре + 10 °C, м/с	Температурный коэффициент скорости ультразвука при 10 °C, м/с
Бугульминская нефть (проба 2)	1418,5	3,88
Бугульминская нефть (проба 10)	1414,1	4,09
Мухановская нефть (проба 2)	1396,2	3,96
Мухановская нефть (проба 1)	1391,5	3,94
Девонская нефть (проба 1)	1374,5	3,87
Дизельное топливо зимнее (проба 108)	1370,6	3,91
При учете поправок на изменение скорости ультразвука в измеряемой среде ультразвуковые счетчики могут измерять с предельной погрешностью порядка 0,3 %.
Кроме рассмотренных четырех основных типов счетчиков, промышленное развитие получили электромагнитные счетчики. Эти счетчики измеряют электродвижущую силу, индуцируемую в потоке, пересекающем магнитное поле.
Поскольку электродвижущая сила возникает в движущемся в магнитном поле проводнике, этот метод применим только для электропроводных жидкостей. Для нефтей и нефтепродуктов, обладающих очень слабой электропроводностью, электромагнитные счетчики непригодны.
В калориметрических счетчиках в поток помещают тонкие чувствительные элементы диаметром 5 мкм. Охлаждение чувствительного элемента зависит от скорости потока. В опытных образцах достигнута погрешность измерения порядка 1,5 — 2%. Работа счетчиков с использованием луча лазера аналогична ультразвуковым счетчикам и основана на изменении скорости луча в потоке — эффекте Допплера.
Основной метрологический характеристикой счетчика является коэффициент пропорциональности к, определяющий зависимость количества Жидкости, прошедшей через счетчик, от частоты вращения ротора (для объемных и турбинных счетчиков) или от частоты возникновения вихрей для вихревых счетчиков. Значение коэффициента соответствует числу импульсов на единицу объема
128
жидкости и называется фактором счетчика. Из-за ряда причин значение фактора не остается постоянным во всем диапазоне расходов, измеряемых счетчиком. Сказываются влияние трения в подшипниках, неточности изготовления, изменение структуры потока и т. п. У турбинных счетчиков в идеальном случае частота вращения ротора линейно связана со скоростью потока. В реальных условиях вследствие неравномерности потока, дисбаланса ротора, сжимаемости среды действительная частота вращения будет отличаться от расчетной. Эти отличия определяют существование погрешности, особенно сказывающейся при малых значениях измеряемых расходов (рис. 2.46). При использовании счетчиков регламентируется нижнее значение расхода, при котором обеспечивается измерение с гарантированной погрешностью. Другой характеристикой счетчика является номинальный расход — наибольший длительный расход, при котором погрешность показаний не выходит из установленных норм, а потери напора не создают в счетчике усилий, способствующих быстрому износу трущихся частей. Номинальный расход турбинных счетчиков Qc в зависимости от относительной плотности р можно определить по графику, представленному на рис. 2.47.
Рис. 2.46. Зависимость частоты вращения ротора турбинного счетчика от скорости жидкости о:
1 — теоретическая зависимость; 2, 3 — кривые соответственно при малой и повышенной вязкостях
129
5-1 - 164
ос,%
200
150
100
80
50 0
Рис. 2.47. Зависимость номинального расхода от плотности при расчетах по воде (1)ипо нефти (2)
Верхним пределом измерений называется кратковременный (не более 1 ч) расход, при котором погрешность показаний и нагрузка на опоры не выходят за пределы, установленные для данной конструкции. Наряду с погрешностью, т. е. максимальным отклонением показаний от линейной характеристики во всем установленном диапазоне измеряемых расходов О, для счетчиков различают повторяемость, т. е. возможную погрешность измерения в одной определенной заранее откалиброванной точке. Повторяемость х У счетчиков значительно меньше погрешности 80 (рис. 2.48). Погрешность и повторяемость определяют относительно суммарных показаний на указателе счетчика.
С изменением вязкости существенно нарушается эпюра скоростей потока по сечению. Из-за различия уровней и законов изменения коэффициента вязкого трения на различных режимах течения меняется закономерность торможения ротора силами поверхностного трения о поток. При одной и той же скорости потока это приводит к ускорению частоты вращения ротора при увеличении вязкости и к снижению его скорости — при уменьшении. Возникающая при этом погрешность может существенно превысить допустимые пределы. При отсутствии специальных устройств, компенсирующих влияние вязкости, для счетчиков всегда оговаривают пределы вязкости рабочей жидкости, в которых сохраняется номинальное значение погрешности.
Сигналы, получаемые от измерительных преобразователей на
130
Рис. 2.48. Повторяемость турбинного счетчика
трубопроводе, воспроизводятся на показывающих приборах. Основным показывающим прибором является сумматор, в котором определяется общее количество пропущенной жидкости. На сумматор периодически поступают импульсы в соответствии с частотой вращения ротора (объемные или турбинные счетчики), частотой срыва вихря (вихревые счетчики). В сумматоре эти импульсы умножаются на фактор счетчика и складываются с предыдущим значением пропущенного количества жидкости. При большой скорости поступления импульсов их счет выполняется на электронных указателях. Для повышения точности измерения обычно стремятся к достижению определенной частоты следования импульсов (до 500 Гц). Для удобства отсчета наряду с электронными указателями сумматоры снабжают электромеханическими указателями, показывающими в единицах объема жидкости и производящими счете меньшей скоростью (до 10 Гц). Сумматор имеет также шкалу для воспроизведения расхода. Поскольку значение расхода определяется как число импульсов, поступившее за некоторое ограниченное время, точность измерения расхода ниже, чем измерения суммарного количества жидкости.
Наряду с основными приборами указания расхода и количества можно использовать ряд других приборов. К ним относят:
прибор-дозатор, обеспечивающий выдачу релейного сигнала для управления задвижкой при проходе через счетчик заранее заданного количества жидкости;
печатающее устройство, позволяющее после пропуска порции продукта отпечатать документ с указанием числа, шифра продукта или партии, отпущенного количества;
131
суммирующее устройство, воспринимающее сигналы от указателей ряда параллельно установленных счетчиков и показывающее суммарное количество нефти, пропущенной через все счетчики;
вычислительные устройства, обеспечивающие преобразование сигналов от счетчика и датчика температуры и вычисление объема, приведенного к стандартной температуре.
Для передачи измерений в устройство телемеханики вторичные приборы счетчиков имеют импульсный выход для значения количества и аналоговый выход — для суммарного расхода. Например, комплект аппаратуры счетчика "Турбоквант" включает предварительный усилитель, искробезопасный блок, вторичный прибор. Предварительный усилитель типа LA-6/A служит для усиления сигнала от магнитоиндукционного датчика и передачи его на расстояние до 500 м.
Искробезопасный блок типа "Изолекс" обеспечивает искробе-зопасность цепей, соединяющих счетчик с вторичным прибором. При наличии "Изолекса" счетчик можно устанавливать во взрывоопасных установках любых классов, а "Изолекс" и вторичный прибор — в нормальных помещениях. Вторичный прибор счетчика "Турбоквант" типа TR-21 включает блок интегратора, осуществляющий счет поступающих импульсов и управление электромеханическим счетчиком. Для управления электромеханическим счетчиком используется делитель в пределах 1 — 9999, с помощью которого устанавливается соответствие числа поступивших импульсов стандартным единицам объема. Блок аналогового сигнала преобразует серию импульсов в единицу времени в сигнал 0 — 5 мА, соответствующий измеренному расходу. В блоке интегратора имеется реле для управления дополнительным электромеханическим счетчиком.
2.5.5.	Эксплуатация и поверка счетчиков
При установке счетчиков следует выполнить ряд условий, обеспечивающих правильную работу. При наличии в жидкости механических примесей больших размеров, чем допускает конструкция счетчика, в начале участка должны быть установлены дополнительные фильтры. Фильтр представляет собой цилиндрическую емкость, у которой с противоположных сторон имеются два патрубка — входной и выходной. Диаметры патрубков примерно вдвое больше диаметров соответствующих счетчиков. Внизу ци-
132
линдрического днища — штуцер для дренажа и спуска грязи, вверху в съемной крышке монтируют кран для выпуска воздуха. Внутри корпуса устанавливают фильтрующий элемент, который располагают под углом 45 ° к вертикальной оси цилиндра. Сетка фильтра задерживает твердые механические частицы, размер которых зависит от размера ячеек сетки. Для турбинных счетчиков размер ячеек может составлять 2—10 мм. В случае загрязнения фильтра снимают крышку, сетку вынимают и чистят.
Перед счетчиком и после него должны быть прямые участки необходимой длины для создания равномерного потока по сечению трубопровода. Для снятия счетчика при ремонте или поверке с обеих сторон его должны быть установлены задвижки. При наличии любого обвода вокруг счетчика устанавливаемые задвижки служат для герметичного перекрытия и их оборудуют устройством для проверки герметичности. Аналогичные условия должны быть соблюдены при параллельной установке нескольких счетчиков. При компоновке узла следует обращать внимание на то, чтобы имелся достаточный запас давления для преодоления потерь на счетчике и фильтре. Потери на фильтре зависят от степени его загрязнения и могут составлять до 0,2 МПа.
При обычных условиях прямой участок перед счетчиком должен быть равен примерно 20 диаметрам. Нормируемая длина прямого участка уменьшается с уменьшением скорости потока, плотности жидкости и увеличением вязкости. Длину прямого участка после счетчика принимают равной приблизительно 10 диаметрам счетчика. Для сокращения длины прямого участка применяют струевыпрямители, представляющие набор труб более мелкого диаметра, устанавливаемых внутри трубы (рис. 2.49). Диаметр таких труб должен быть не больше 0, Юу (Dy — условный диаметр), число их — не меньше 4. Длина секции струевыпрямителя (2 —3)Ру. При наличии струевыпрямителя длина прямого участка перед счетчиком должна составлять не менее 10 Dy. При больших производительностях применяют несколько параллельно устанавливаемых счетчиков. Параллельная установка дает определенные преимущества по сравнению со схемой с одним счетчиком. Эти преимущества заключаются в следующем:
при установке нескольких счетчиков расширяется диапазон пропускной способности, при котором обеспечивается нормальная эксплуатация с заданной погрешностью; возможность отключения счетчиков поодиночке снижает общую пропускную способность
133
5-2 164
Рис. 2.49. Струевыпрямитель
134
узла и соответственно нижнюю границу допускаемых расходов;
с учетом возможности некоторой перегрузки счетчиков, схема может остаться полностью работоспособной и при неисправности одного из них и его ремонте;
поскольку распределение потоков по параллельным линиям практически постоянно, показания счетчиков на параллельных линиях могут сопоставляться на электронном приборе, и таким образом их можно корректировать; неисправность одного из счетчиков может быть немедленно обнаружена и соответствующий сигнал передан дежурному персоналу;
параллельно устанавливаемые счетчики поверяют на прувере меньшего объема; при параллельной установке каждый счетчик должен иметь свой показывающий прибор.
Во время эксплуатации необходимо регулярно смазывать опоры вращающихся частей и промывать фильтры, периодически осматривать состояние внугренней поверхности и проверять значение фактора.
В последнее время применяют измерительные станции, или так называемые блочные узлы учета. В состав блочного узла входит все оборудование, необходимое для количественного учета (рис. 2.50). Кроме основного, резервного и контрольного счетчиков, на общей раме устанавливают также запорную арматуру, фильтры, струевыпрямители, датчики температуры, плотности, давления, содержания влаги, автоматический пробоотборник и т. д. В состав узла может входить трубопоршневая установка для поверки показаний счетчиков. При измерениях больших расходов в состав блочного узла включают несколько рабочих счетчиков. Всю эту аппаратуру заранее собирают вместе на заводе-изготовителе, проверяют и поставляют на место.
Показания счетчиков выводятся на общую панель, объединяющую показывающие приборы для всех измеряемых параметров; обычно шкаф управления блочного узла имеет вычислительные устройства, с помощью которых определяются значения приведенного и неприведенного расходов, пересчет количества в единицы массы, определение массы "нетто" и т. д. При наличии вычислительного устройства можно повысить точность измерения, если заложить в его память зависимость погрешности счетчика от расхода. В этом случае отклонение от линейности может автоматически исправляться, и измерение осуществляется с большей точностью.
135
Рис. 2.50. Блочный узел учета
При работе счетчика из-за износа частей нарушается линейность соотношения между частотой вращения и скоростью потока. Это нарушение приводит к увеличению погрешности прибора (разности между измеренным и истинным количеством перекачанной нефти). Поэтому правильность показаний и погрешность счетчика необходимо систематически поверять для определения момента потери точности. Частота и методы поверки зависят от конструктивных данных, условий работы и назначения.
Основные требования к поверке турбинных счетчиков заключаются в следующем:
погрешность средств поверки не должна превышать одной трети погрешности, требуемой от рабочих счетчиков;
определение погрешности необходимо осуществлять на рабочей жидкости;
при поверке необходимо обеспечить расходы во всем поверяемом диапазоне измерений;
при поверке следует обеспечивать стабильность расхода (в пределах до 2,5 %), температуры (± 0,5 °C) и давления (±0,1 МПа). Поверку счетчиков на месте эксплуатации проще всего осуществлять контрольным (образцовым) счетчиком. В качестве образцового используется турбинный счетчик, пропускная способность которого соответствует пропускной способности рабочего счетчика, а погрешность в точке измерения в 3 раза меньше допустимой
136
погрешности для рабочего счетчика.
Контрольный счетчик устанавливают выше по потоку, последовательно с поверяемым, чтобы они находились в одинаковых условиях по температуре и давлению протекающей через них жидкости. Схема включения контрольного счетчика должна обеспечивать тождественность потоков, предотвращения утечек между рабочим и контрольным счетчиками. Утечки обычно обнаруживают с помощью контрольных кранов.
По сигналу "пуск" счетчики одновременно начинают счет импульсов, поступающих от магнитоиндукционных датчиков поверяемого и контрольного счетчиков.
\	Измерения проводят по 3 раза в точках с расходом 40, 60, 80,
100 % от номинальной пропускной способности. Для каждого измерения вычисляют погрешность
n,/K-noi/Koj Hoi ^oj
(2.32)
где п, — показания счетчика импульсов поверяемого счетчика при 1-м измерении;
К — фактор поверяемого счетчика по градуировке;
по, — показания счетчика импульсов образцового счетчика при 1-м измерении;
Koj — фактор образцового счетчика в точке, соответствующей данному расходу.
Погрешность счетчика принимают равной максимальному значению погрешности из полученного ряда.
Если фактическое значение погрешности меньше или равно пределу допустимой погрешности счетчиков, то его допускают к применению. В противном случае должна быть произведена пе-реградуировка и установлено новое значение фактора.
Переградуировка осуществляется аналогично поверке.
Коэффициент преобразования поверяемого преобразователя определяется для каждого измерения по формуле
п
*ср=—.	(2.33)
т
137
5-3- 164
где	к,— коэффициент преобразования поверяемого счетчика;
ко— коэффициент преобразования образцового счетчика при данном расходе (по свидетельству аттестации);
nit noi— число импульсов, накопленное за время измерения счетчиками импульсов от датчиков соответственно поверяемого и образцового счетчиков.
При каждом расходе производят не менее трех измерений. По ним определяют среднее значение коэффициента преобразователя в данной точке расхода по формуле
—ко1	(2.34)
^oi
где т — число измерений.
Значение фактора поверяемого счетчика вычисляется по формуле
(2.35) 2
где к— фактор поверяемого счетчика в диапазоне расходов; kniin, ктлх — минимальное и максимальное средние значения коэффициентов преобразования при разных расходах соответственно.
Возможно проведение поверки счетчиков по замерам в резервуар, и общее количество прошедшей через счетчик нефти определяется по калибровочным таблицам.
Наиболее удобным устройством, обеспечивающим поверку счетчиков с достаточной точностью, является трубопоршневая установка (ТПУ), или, как ее иначе называют, прувер. Основную часть прувера составляет точно вымеренный по объему участок калиброванной трубы между двумя предельными отметками. Вытеснение объема жидкости осуществляется с помощью шара (поршня). Шар представляет резиновую полость, несколько большую диаметра трубы, в которую под давлением накачивают жидкость (вода, антифриз). В начальной и конечной точке калиброванного участка устанавливают детекторы-сигнализаторы прохождения шара (рис. 2.51). Идея поверки счетчиков на прувере заключается
138
Рис. 2.51. Схема поверки счетчика на трубопоршневой установке:
1 — сигнализаторы прохождения шара; 2 — счетчик; 3 — указатель поверки
в подсчете числа импульсов от счетчика за период движения поршня между детекторами. Эти импульсы фиксируются на специальном указателе от детекторов. Сигнал от первого детектора включает схему счета импульсов на указателе, сигнал от второго датчика — отключает схему. Произведение числа зафиксированных на указателе импульсов на фактор счетчика составляет показания счетчика. Эти показания сопоставляются с известным с высокой точностью объемом ТПУ, и при наличии отклонений соответственно изменяется фактор счетчика. Так как погрешность измерения объема на прувере не превышает 0,02 %, число зафиксированных при проверке импульсов от счетчика должно составлять не менее 10000. Минимальная емкость прувера определяется пропускной способностью счетчиков, для калибровки которых его предполагается использовать, и должна составлять не менее 0,5 % от часового номинального расхода. Для поверки счетчика пропускной способностью 4000 м3/ч необходим прувер объемом не менее 20 м3, представляющий очень большую и дорогую конструкцию.
Все полученные при поверке данные должны быть приведены к значениям при стандартных условиях (базовой температуре и давлению). Для определения условий поверки прувер снабжают
139
термометрами и манометрами. Манометры устанавливают на входе и выходе установки, а термометры в трех точках — в начале, в середине и в конце. Цена деления термометра должна составлять 0,2 °C.
2.5.6.	Системы измерения количества и качества нефти
Для реализации перечисленных ранее методов определения массы нефти и нефтепродуктов, с целью эффективной эксплуатации и рационального обслуживания средств, используемых при учете нефти и нефтепродуктов, их объединяют в единые технологические узлы или пункты-узлы учета нефти (нефтепродуктов); пункты учета нефти (ПУН).
В зависимости от назначения узлов учета существует несколько вариантов их компоновки. Наиболее простой вариант — с одной измерительной линией и без резервирования используется для оперативного учета нефти, но этот вариант в последнее время находит все меньшее применение. На приемо-сдаточных пунктах (ПСП) промыслов в настоящее время для оперативного учета нефти все большее применение находит компоновка узлов, состоящая из двух измерительных линий: рабочей и резервной.
Для товарных (коммерческих) узлов учета наибольшее распространение получила компоновка, состоящая из трех измерительных линий: рабочей, резервной и контрольной, причем рабочая линия может состоять как из одной, так и из нескольких "ниток”, количество которых определяется пропускной способностью применяемых счетчиков и максимальной производительностью перекачки через узел учета. Такая компоновка наиболее характерна для систем магистральных нефтепроводов.
Наряду с развитием и разработкой различных конструкций счетчиков в настоящее время большое внимание уделяют организации учета нефти и нефтепродуктов. С этой целью в состав узлов учета вводят различное оборудование и средства измерения: запорную арматуру, фильтры, струевыпрямители, датчики температуры, давления, плотности, содержания влаги, а также может быть предусмотрена и трубопоршневая установка (ТПУ) для поверки счетчиков.
С внедрением средств автоматики, телемеханики, средств вычислительной техники с учетом взаимозаменяемости различных методов определения массы нефти и нефтепродуктов, обеспечи-
140
Узел подключения пикнометрического стенда.................. 1	шт.
Электрические обогреватели.................................2 шт.
В операторной установлена вторичная аппаратура:
Приборный шкаф, на лицевой панели которого смонтированы: устройство обработки информации "Даниель" 2522
с пределом допустимой погрешности ± 0,05 %.............. 3	шт.
интерфейс "dansys" 4000................................. 1	шт.
блок управления ТПУ..................................... 1	шт.
электронный блок ТПУ с пределом допустимой погрешности ± 0,025 %................................... 1	шт.
Печатающее устройство "Epson" FX-870....................... 1	шт.
Печатающее устройство "LaserJet 4L"........................ 1	шт.
Подача нефти в СИКН осуществляется по нефтепроводу. Нефть из нефтепровода через задвижку 3 и задвижку 21 или 23 поступает на фильтры-грязеуловители F] и F2, затем через задвижки 22 и 24 поступает в СИКН. Далее через входные электрифициро-ван-ные задвижки Dy= 700 № 25 и 27, через соответствующий фильтр тонкой очистки нефть поступает на одну из измерительных линий, проходит через струевыпрямитель, ТПР 1 или 2, задвижки 31, 31 а или 25а и регулирующую задвижку 256, выходные задвижки 26 и 30 в нефтепровод.
При сдаче нефти через СИКН должны быть закрыты, проверены на герметичность и опломбированы пломбой Покупателя и Поставщика задвижки 29, 29а, а также все выходные задвижки на неработающей измерительной линии.
Технологическая схема СИКН (рис. 2.52) содержит две измерительные линии, состоящие из входных задвижек 26, 27, фильтров тонкой очистки нефти FJ и F2, струевыпрямителей, турбинных преобразователей расхода, по одному на каждую измерительную линию, и сдвоенных выходных задвижек 25а, 256 и 27а, 276. Сдвоенные задвижки 31, 31а и 32, 32а позволяют производить контроль одного из ТПР по ТПУ без отключения рабочего ТПР. Трубопоршневая установка максимальной производительностью 1900 м3/ч подключается на выходе СИКН через задвижки 33, 34. Фильтры тонкой очистки F[ и F2 служат для очистки нефти от механических примесей. На входе и выходе фильтров установ
149
лены манометры класса точности 1,6. Струевыпрямители установлены перед ТПР для выравнивания и успокоения потока нефти, чем обеспечивается стабильность метрологических характеристик ТПР. Турбинные преобразователи расхода "MITH" Dy = 250 мм выдают частотный сигнал, пропорциональный объемному расходу нефти.
На обеих измерительных линиях после задней струевыпрямительной секции смонтированы по одному датчику температуры "Rosemount" модели 244R и датчику давления "Rosemount" модели El 151GR. Датчики давления и температуры выдают токовый сигнал, пропорциональный соответственно давлению и температуре перекачиваемой нефти.
В выходной трубопровод перед задвижкой 256 врезан пятитрубный зонд для отбора проб. Выходная труба из блока качества врезана после задвижки 256. Поток нефти через БИК создается за счет перепада давления на задвижке.
Второй пятитрубный зонд для отбора проб врезан после задвижки 256 и тройника с задвижкой 31. Поток нефти через ветвь качества во втором случае создается за счет шестеренчатого насоса. В блок-боксе смонтированы два преобразователя плотности "Schlumberger" 7835, по одному датчику температуры "Rosemount" модели 244R в карманах непосредственно на выходе потока из каждого преобразователя плотности и один датчик давления "Rosemount" модели E1151GR. На линии качества установлен манометр, карман для термометра ТЛ-4 и два отвода для подключения пикнометрического стенда. Плотномеры подсоединены параллельно и обвязаны пятью задвижками £>у = 50. Отбор пробы осуществляется автоматическим пробоотборником АП-ЗМ.
Рабочие параметры перекачиваемой нефти следующие:
Расход.....
Плотность... Вязкость.... Температура Давление....
от 250 до 1910 м3/ч от 850 до 890 кг/м3 .. от 15 до 40 мм2/с от +2,5 до +20 °C
. от 0,25 до 0,5 МПа
В качестве альтернативного метода измерения количества продукта (массы брутто нефти) используют массовый динамический метод.
150
Рекомендуемый состав СИКН при реализации данного метода приведен в табл. 2.9.
В процессе эксплуатации массомеров контролируют смещение нуля массомера в соответствии с техническим описанием на конкретный массомер.
Таблица 2.9 Состав СИКН при массовом динамическом методе измерений		
Наименование СИ и оборудования, входящих в состав СИКН	Пределы допустимой погрешности СИ	Применение
1. Основные СИ и оборудование		Допускается устанав-
1.1. Массомер	±0,25%	ливать преобразовате-
1.2. Преобразователь давления	±0,2 °C	ли температуры и дав-
на измерительной линии		ления на входном и
1.3. Преобразователь давления	±0,6%	выходном коллекторе
на измерительной линии 1.4.	Фильтр 1.5.	Задвижки 1.6.	Пробозаборное устройство 1.7.	Пробоотборник автоматический 1.8.	Пробоотборный кран для ручного отбора пробы 1.9.	Блок управления пробоотборником		и коллекторе подачи нефти от измерительных линий на ТПУ
2. Дополнительные СИ и оборудование		
2.1. Массомер резервный	±0,25%	
2.2 Массомер контрольный	±0,20%	
2.3. ПР (роторный, лопастной и др.) контрольный	±0,09%	
2.4.	Плотномер 2.5.	Влагомер 2.6.	Преобразователь температуры в БИК	±0,5 кг/м3	
2.7. Преобразователь давления в БИК	±0,6%	
2.8.	УОИ 2.9.	Регулятор давления 2.10.	Датчик контроля загазованности	± 0.05 %	
151
Поверку массомеров проводят как на месте эксплуатации, так и на поверочном стенде.
Контроль MX массомеров проводят на месте эксплуатации не реже 1 раза в месяц по следующей методике.
При любом значении расхода из рабочего диапазона массоме-ра одновременно производят измерение массы массомером и комплектом ТПУ и ПП или комплектом ПР и ПП.
Отклонение показаний массомера (%) по результатам контроля вычисляют по формуле
8 =
М — М ------100,
(2.37)
где М — масса брутто нефти, измеренная массомером, т;
Мр — масса брутто нефти, измеренная комплектом ТПУ и ПП или комплектом контрольного ПР и ПП, т.
При условии стабильности MX массомера межконтрольный интервал может быть установлен сдающей и принимающей стороной более одного месяца.
Измерение массы нефти объемно-массовым статическим методом на магистральных нефтепроводах в настоящее время считается резервным. В то же время для магистральных нефтепродук-топроводов при измерении количества перекачиваемых нефтепродуктов этот метод до настоящего времени является основным. Реализация объемно-массового динамического метода проходит промышленную апробацию.
Перечень СИ, используемых при объемно-массовом статическом методе, приведен ниже:
Наименование СИ и оборудования	Пределы допустимой
погрешности СИ
Резервуары стальные горизонтальные цилиндрические вместимостью от 100 до 200 м3......... ±0,2	%
Резервуары стальные вертикальные...................... ±0,1 %
цилиндрические при измерении объема жидкости..........±0,15 %
Резервуары железобетонные цилиндрические РД 50-156-79......................................... ±0,2%
Уровнемеры стационарные или рулетки измерительные с грузом или измеритель межфазного уровня ММС (электронная рулетка).................................. ±3	мм
152
Плотномер лабораторный или переносной или ареометры типа АН или АНТ 1 по ГОСТ 18481 с ценой деления шкалы
0,5 кг/м3.............................................±1 кг/м3
Термометры по ГОСТ 28498 или ГОСТ 400 или преобразователи температуры............................±0,2 °C
Проотборники по ГОСТ 2517
Обеспечение единства измерений.
Обеспечение единства измерений при определении количества и качества нефти и нефтепродуктов на всем пути их движения обеспечивается выполнением следующих основных условий.
СИ должны пройти испытания для целей утверждения их типа в соответствии с ПР 50.2009 — 94, иметь сертификат утвержденного типа и быть включены в Государственный реестр.
СИ подлежат поверке органами Государственной метрологической службы или аккредитованными метрологическими службами юридических лиц при выпуске из производства или ремонта, при ввозе по импорту и эксплуатации в соответствии с требованиями правил по метрологии ПР 50.2.006-94 и других НД.
Периодическую поверку СИ производят по графику, составленному организацией, проводящей обслуживание СИКН, утвержденному руководителем территориального органа Государственной метрологической службы, осуществляющей поверку СИ, с предоставлением графиков принимающей и сдающей сторонами, но не реже, чем приведено ниже:
Весы.................................................1	раз в	год
Мерники..............................................1	раз в	год
Стационарные ТПУ.................................. 1	раз в 2 года
Передвижные ТПУ......................................1	раз в	год
Контрольные ПР.......................................1	раз в	год
Пикнометры...........................................1	раз в	год
Рабочие эталоны плотности........................... 1	раз в	год
Гири.................................................1	раз в	год
Рабочие СИ (массомеры; ПР; ПП;
преобразователи влагосодержания, солесодержания, серосодержания; вискозиметры; преобразователи давления и температуры; вторичные приборы ПР;
суммирующие приборы; устройства обработки
информации (УОИ); уровнемеры, рулетки)................... 1	раз в год
УОИ, поставленные из Японии..............................1 раз в 5 лет
153
В случае использования гирь, весов, мерников только для целей поверки стационарных ТПУ — 1 раз в 2 года.
Градуировку резервуаров производят не реже 1 раза в 5 лет.
После каждого ремонта, связанного с изменением вместимости, резервуар должен быть переградуирован, а после изменения оснащенности его внутренним оборудованием градуировочная таблица должна быть пересмотрена и утверждена в установленном порядке.
В обоснованных случаях межповерочный интервал может быть изменен по согласованию с организациями, проводившими испытания для целей утверждения типа.
Расходомеры в БИК, перепадомеры или манометры, измеряющие перепад давления на фильтрах, подлежат калибровке.
Внеочередную поверку СИ производят в соответствии с требованиями правил по метрологии ПР 50.2.006 — 94, а также в случаях:
получения отрицательных результатов при текущем контроле метрологических характеристик СИ;
отклонения значений вязкости нефти в условиях эксплуатации от значений, при которых проводилась поверка турбинных ПР, более допускаемых пределов, если УОИ не имеет функции коррекции по вязкости (f/v);
отклонения значений f/v в условиях эксплуатации от значений рабочего диапазона параметра f/v, при котором проводилась поверка турбинных ПР, если УОИ имеет функцию коррекции по вязкости.
Суммарную погрешность СИКН определяют и оформляют в соответствии с НД 1 раз в 5 лет, а также при замене одного или нескольких СИ.
2.5.7.	Радиолокационные системы измерения уровня жидкости в резервуарах
В настоящее время за рубежом большое распространение получили измерительные системы для резервуаров, основанные на использовании радаров. Сегодня Tank Radar является самой покупаемой во всем мире измерительной системой для резервуаров. Начиная с 1986 г. число установок системы Tank Radar росло со все возрастающей скоростью — ежегодно более чем на 50 %.
Процесс измерения с помощью радара разрешает многие проблемы и существенно сокращает затраты на измерения. Немало-154
важное значение имеет и тот факт, что система Tank Radar фирмы Saab измеряет уровень содержимого в резервуарах точнее, чем любая другая система. Невозможно достичь большей точности даже при ручном способе измерения. Это наиболее точная из существующих систем для расчета откачки нефти с нефтепромыслов, управления процессом и запасами или наполнения резервуара без риска его переполнения.
Преимущества использования резервуарных радаров для измерения количества жидкости следующие:
измерительное оборудование не имеет движущихся частей, которые могут внезапно отказать;
измерительное оборудование не контактирует с содержимым резервуара, и только один его компонент находится внутри — это антенна в верхней части резервуара. Только в случае горячего битума двойного разогрева, температура которого достигает 220 °C, один или два раза в год антенну необходимо очищать. В этом случае система сама указывает, когда это необходимо сделать. Все электронные компоненты находятся вне резервуара и легко доступны. Если произошел какой-либо сбой, система немедленно выдает сообщение об ошибке и показывает, что именно нуждается в ремонте.
для обслуживания измерительного оборудования не возникает необходимости открывать резервуар. Благодаря трем контрольным стержням на 4-дюймовом патрубке измеренные значения можно проверить, не открывая резервуар;
не имеет никакого значения, чем наполнен резервуар — сырой нефтью, газовым конденсатом, подогретой нефтью, сжиженным газом или агрессивными химическими соединениями;
установка системы проста и недорога. Резервуары не нужно опорожнять или приостанавливать их работу на время монтажа оборудования, вне зависимости от того, имеют ли они неподвижную или подвижную крышу.
Резервуарный радар Tank Radar 172 фирмы SAAB является новой моделью радара марки L — радиолокационной системы для резервуаров, пользующейся наибольшим спросом во всем мире. Он обладает всеми возможностями, присущими базовой модели Tank Radar, а также имеет дополнительные преимущества и требует меньших затрат при установке.
Предыдущие модели для преобразования сигнала радара в измеренное расстояние нуждались в центральном компьютере.
155
Именно по этой причине стоимость системы была относительно велика.
В новой модели каждый радар представляет собой интеллектуальное устройство, выдающее окончательный результат измерения на общую шину данных. С использованием обрабатывающего компьютера в помещении оператора или операторского терминала на базе компьютера типа PC информация о каждом резервуаре становится доступной немедленно. Это придает измерительной системе впечатляющую гибкость. Система может охватывать как отдельный измерительный модуль для одного резервуара, так и крупномасштабный комплекс с множеством температурных элементов в каждом танке, каналами связи с главным компьютером и усовершенствованным программным обеспечением для представления результатов вычисления чистого объема и расчетов, связанных с откачкой нефти с нефтепромыслов.
На рис. 2.53 представлена конструкция измерительных узлов Tank Radar L/2 для разных типов резервуаров.
Рис. 2.53. Резервуарный радар Tank Radar фирмы SAAB:
1 — измерительный узелдля резервуаров со сжиженным газом; 2 — измерительный узел для резервуаров со стационарной крышей; 3 — измерительный узел для резервуаров с плавающей крышей; 4,6, 7 — блок сбора информации; 5, 8 — температурные датчики; 9, 10 — датчики давления; //, 13 — полевой соединительный блок; 12 — модем шины; 14 — персональный компьютер
156
Резервуарный измерительный радар (РИР) излучает и принимает радиоволны, измеряя уровень содержимого резервуара. Эта информация поступает на последовательную шину данных. РИР оборудованы соответствующими антеннами и соединениями для резервуаров с неподвижными крышами, для успокоительных патрубков на резервуарах с подвижной крышей и для измерительных узлов на резервуарах давления, содержащих сжиженный газ (рис. 2.54).
На резервуаре с неподвижной крышей РИР устанавливают на существующем контрольном люке. Tank Radar L/2 делает совершенно ненужными успокоительные патрубки и подводящие провода. На резервуаре с подвижной крышей РИР монтируют на существующем успокоителе. Нет никакой необходимости его очищать: благодаря патентованному методу повышения точности измерений в успокоителях ржавчина и отложения в патрубках никак не влияют на работу Tank Radar L/2.
Существует специальное устройство сопряжения для резервуаров давления, наполненных сжиженным газом (LPG). Керамическое окно, прозрачное для электромагнитных волн, полностью изолирует электронные компоненты радара от содержимого резервуара.
Полевой соединительный блок (ПСБ) собирает и передает информацию от РИР (до 32 радаров) и блока сбора информации (до
Рис. 2.54. Конструкция измерительных узлов:
а — измерительный узел с конической антенной для резервуаров с непод-вижнойкрышей; б—измерительный узелдля патрубка; в —измерительный узел для резервуаров со сжиженным газом
157
32 устройств). Совокупность ПСБ может быть подключена к шине. Персональный компьютер для обслуживания и конфигурирования системы может быть подсоединен к ПСБ. Этот ПСБ также может быть соединен с центральным обрабатывающим компьютером для оперативного контроля уровня и температуры.
Блок сбора информации (БСИ) дополняет РИР в сборе и обработке информации о температуре, давлении, состоянии клапанов и т. д. Независимый БСИ имеет свой собственный источник питания и собственный интерфейс шины, входы для устройств измерения температуры и давления и способен выдавать выходные сигналы на реле. Каждый резервуар может иметь до 14 усредняющих или точечных температурных элементов. Ведомый БСИ имеет со своим РИР общий источник питания, интерфейс и принимает сигналы только о температуре. Оба типа УСИ могут иметь жидкокристаллические индикаторы для локального считывания и отображения данных об уровне или температуре.
Каждые РИР и УСИ соединяют с ГУС и модемом шины Field Bus общим двужильным кабелем, который может иметь длину до 4 км.
Соот ветствующее программное обеспечение может быть реализовано на персональном компьютере. Оно позволяет получать информацию с радара Tank Radar 1/2, устанавливать предельные значения для сигнализации, показывать данные по резервуарам. Имеется пакет прикладных программ, позволяющий рассчитывать чистые объемы, данные о запасах, а также графически представлять данные измерений. Программа и база данных в электронном узле РИР обновляются с помощью персонального компьютера через шину данных. Нет никакой необходимости заменять для этого какие-либо микросхемы памяти. Кроме того, для системы Tank Radar L/2 никогда не требуется переналадка. И все это означает, что затраты на обслуживание Tank Radar L/2 будут составлять обычно менее одной десятой затрат на функционирование механической системы.
Начальный уровень устанавливается один раз и для всех устройств. Никогда впоследствии не потребуется задавать его вторично.
Электромагнитные волны не подвержены авариям. Они не могут "застрять" в патрубке и на них никак не влияет содержимое резервуара. Они измеряют расстояние одинаково хорошо даже тогда, когда содержимое резервуара имеет температуру 158
в интервале от минус 170 °C до + 230 °C.
Более 10 000 передающих устройств фирмы SAAB работают на суше и на море. Среднее время наработки на отказ таких систем более 60 лет.
Нефтепереработчики достигают лучшего контроля за производственным процессом и повышения качества продукции. Танкерные терминалы могут полнее использовать объемы резервуаров и получают возможность лучше контролировать процессы наполнения и опорожнения.
Система Tank Radar L/2 проводит измерения точнее, чем ее предшественники, что и было использовано для расчетов откачки нефти с нефтепромыслов такими фирмами, как немецкая РТВ, французская SIM, японская NKKK и голландская NMI. Для этого, в частности, требуется, чтобы измерения производились с точностью до 1,3 мм (менее 1/6 дюйма).
159
ГЛАВА 3
КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
3.1.	ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ. КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ КАК СОСТАВНАЯ ЧАСТЬ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производят осушку газа, очистку от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод (рис. 3.1).
В состав магистральных газопроводов входят следующие сооружения:
линейная часть (ЛЧ) с отводами и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами пуска и приема очистных устройств и дефектоскопов, узлами сбора и хранения конденсата, устройствами для ввода метанола в газопровод, перемычками;
компрессорные станции (КС) и узлы их подключения, газораспределительные станции (ГРС), подземные хранилища газа (ПХГ), станции охлаждения газа (СОГ), узлы редуцирования газа (УРГ), газоизмерительные станции (ГИС);
установки электрохимической защиты (ЭХЗ) газопроводов от коррозии; линии электропередачи, предназначенные для обслуживания газопроводов, устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками ЭХЗ;
160
СО < О са о А С О со СО U
о Ьн О Я Л < СО
Я со Е
А_1 _
1£Я
и
С СО со ф 3 Я
О < о и
>s со л' со д Я
и о
Ф
Я
>я
я
в? к ГТ к со
СО
о? к ГТ я со
со
г О
О я со
И о я <0
S я я о £ * ф S
>я о я со Ф < Ф *
с
к
U
ГО к я ф я о
ф
В? со
с ф
о F
Ф
X Ф Л Ф К
U <©
о
& >я g g 'g, * а 5 _ н к 3 « 3 S
к С я ~ ГТ я со
>я 3 и
к со Я
с
3 Я
>я о я
£ с
>я 3 я
ф F Я
Ф < Ф О, С О
СО
5 Ё?
ф £Х о СП со
ф со Ф
& о я
СО S
X ф о, ф с
3 и
- -	3

>Я ~ 3 -я *
О. ' *
о
со
сО
3
S
с
к ЕГ S ь 1^. £Х О
5 о с
д
г > «ч. « о
(О со СО
К Я Я ф я
с
Ф О. с S о «
S я
>я
ф
3 я
к
X
я
СО Е
О я S ф
и СО со
’Я Я Н 2 со И 3 ь <0 ю со £Х Ф Q. Ф С
161
линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики, противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения, емкости для сбора, хранения и разгазирования газового конденсата;
здания и сооружения;
постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы газопроводов, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопроводов.
При прохождении газа по трубопроводу возникает трение потока о стенку трубы, что вызывает потерю давления. Поэтому транспортировать природный газ в достаточном количестве и на большие расстояния только за счет естественного пластового давления нельзя. Для этой цели необходимо строить компрессорные станции, которые устанавливают на трассе газопровода через каждые 80—120 км.
Объекты КС, как правило, проектируют в блочно-комплектном исполнении. В большинстве случаев КС оборудуют центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время газотурбинным приводом оснащено более 80 % всех КС, а электроприводом — около 20 %.
К линейным сооружениям относят: собственно магистральный трубопровод; линейные запорные устройства; узлы очистки газопровода; переходы через искусственные и естественные препятствия; станции противокоррозионной защиты; дренажные устройства; линии технологической связи; отводы от магистрального газопровода для подачи части транспортируемого газа потребителям и сооружения линейной эксплуатационной службы (ЛЭС).
Расстояние между линейными запорными устройствами (кранами) должно быть не более 30 км. Управление линейными кранами следует предусматривать дистанционным из помещения операторной компрессорной станции, а также ручным по месту. Линейную запорную арматуру необходимо оснащать автоматическими механизмами аварийного перекрытия.
При параллельной прокладке двух и более магистральных газопроводов в одном технологическом коридоре предусматривают соединение их перемычками с запорной арматурой. Перемычки следует размещать на расстоянии не менее 40 км и не более 60 км друг от друга у линейных кранов, а также до и после компрессорных станций.
162
Для сглаживания неравномерности потребления газа крупными населенными пунктами сооружают станции подземного хранения газа (СПХГ). Для закачки газа в подземное газохранилище СПХГ оборудуют собственной компрессорной станцией.
Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружений магистрального нефтепровода. К ним относят линии связи, вдольтрассовые дороги, вертолетные площадки, площадки аварийного запаса труб, усадьбы линейных ремонтеров и т. д.
В зависимости от конкретных условий эксплуатации состав сооружений магистрального газопровода может изменяться. Так, на газопроводах небольшой протяженности может не быть промежуточных КС. Если в добываемом газе отсутствует сероводород или углекислый газ, то необходимость в установках по очистке газа от них отпадает. Станции подземного хранения газа сооружают не всегда.
Перед подачей в магистральные газопроводы газ необходимо подготовить к транспорту на головных сооружениях, которые располагают около газовых месторождений. Подготовка газа заключается в очистке его от механических примесей, осушке от газового конденсата и влаги, а также удалении, при их наличии, побочных продуктов: сероводорода, углекислоты и т. д.
При падении пластового давления около газовых месторождений строят так называемые дожимные компрессорные станции, где давление газа перед подачей его на КС магистрального газопровода поднимают до уровня 5,5 —7,5 МПа. На магистральном газопроводе около крупных потребителей газа сооружают газораспределительные станции для газоснабжения потребителей.
На газопроводах в качестве энергопривода КС используют газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрес-соры — комбинированные агрегаты, в которых привод поршневого компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания.
Вид привода компрессорных станций и их мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степени сжатия и малые расходы, используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты, которые могут обеспечивать заданные степени сжатия. Для газопроводов с большой пропускной
163
способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.
Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие станций подземного хранения газа, являющихся накопителями природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения.
Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т. п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу. Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компримирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (летом), отдельные КС могут быть временно остановлены.
Переменный режим работы компрессорной станции приводит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оптимального КПД ГПА.
Наибольшее влияние на режим работы КС и отдельных ГПА оказывают сезонные изменения производительности газопровода. Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь—январь, а минимум — на летние месяцы года.
Пропускную способность (млн. м3/сут в пересчете на стандартные условия при 293,15 К и 0,1013 МПа) однониточного участка газопровода для всех режимов течения газа вычисляют (без учета
164
рельефа трассы газопровода) по формуле (3.1)
О = 105,087 О 2,5
2	2
Рн-Рк
A-XcpZcpTCpjL'
(3.1)
где D — внутренний диаметр газопровода, м;
рн и рк — давление газа соответственно в начале и конце участка газопровода, МПа;
к — коэффициент гидравлического сопротивления;
Л — относительная плотность газа по воздуху;
Гср — средняя температура подлине газопровода, К;
Zcp — средний по длине газопровода коэффициент сжимаемости газа;
L — длина участка газопровода, км.
Затраты мощности КС (кВт) можно определить по формуле (3.2)
0,95цм ’
(3-2)
где N, — внутренняя мощность нагнетателя, определяемая по приведенным характеристикам нагнетателей;
0,95 — коэффициент, учитывающий допуски и техническое состояние нагнетателя;
цм — механический коэффициент полезного действия нагнетателя и редуктора (если имеется); для газотурбинных ГПА лежит в пределах 0,985 — 0,995, для электропривод-ных ГПА можно принимать равным 0,96.
При отсутствии приведенных характеристик нагнетателя допускается приближенное расчетное определение внутренней мощности нагнетателя (кВт) по формуле
дд __ 13,34ZBC7'BCQK л 0.3	(3.3)
Ппол '	''
где е = —SS. — степень повышения давления в нагнетателе;
^вс
Лпол — политропический КПД нагнетателя, при отсутствии данных принимаемый равным 0,80.
Ок — производительность центробежного нагнетателя, млн. м3/сут (при 293,15 К и 0,1013 МПа),
ZBC, ^вс — коэффициент сжимаемости и температура (К) газа на входе в нагнетатель.
165
6-2 - 164
Расчеты показывают, что для прокачки газа с производительностью QK = 90 млн. нм3/сут на участке трубопровода диаметром 1400 мм, L = 100 км необходимо затратить мощность около 55 МВт.
Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходимо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и для сохранения изоляции трубы.
Важным фактором по снижению энергозатрат на транспорт газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости трубопровода от разного вида загрязнений. Внутреннее состояние трубопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравлического сопротивления во внутренней полости трубопровода. Создание высокоэффективных очистных устройств позволяет стабильно поддерживать производительность газопровода на проектном уровне, снижать энергозатраты на транспорт газа примерно на 10— 15 %.
Для экономии энергоресурсов, в частности для уменьшения затрат мощности КС при перекачке газа, а также с целью увеличения пропускной способности газопровода всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе.
3.2.	КЛАССИФИКАЦИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ.
НАЗНАЧЕНИЕ, СОСТАВ СООРУЖЕНИЙ И ГЕНЕРАЛЬНЫЕ ПЛАНЫ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
Компрессорные станции на магистральных газопроводах сооружают с целью достижения проектной или плановой производительности повышением давления транспортируемого газа, при этом осуществляют следующие основные технологические процессы: очистку газа от жидких и твердых примесей; компримирование газа; охлаждение газа.
На КС газопроводов транспортируемый газ компримируют до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станций потребителей. Основными параметрами, контролируемыми на КС, являются количество транспортируемого газа, его давление и температура на входе и выходе.
166
По технологическому принципу КС делят на головные (ГКС), размещаемые обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и на промежуточные, располагаемые по трассе газопровода, в соответствии с его гидравлическим расчетом, на площадках, выбранных в процессе изысканий.
На ГКС газ не только компримируют, но и подготавливают для транспорта. Для обеспечения требований, предъявляемых к транспортируемому газу, на головных станциях газопровода производят сепарацию, осушку, очистку, удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа. На промежуточных КС обязательно производится очистка газа от механических примесей и, при необходимости, охлаждение газа.
По типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС разделяют на:
станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным приводом (газомотокомпрессорами);
станции, оборудованные центробежными нагнетателями с газотурбинным приводом;
станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от электродвигателей.
Комплекс компрессорной станции включает, как правило, следующие объекты, системы и сооружения:
один или несколько компрессорных цехов;
узлы пуска и приема очистных устройств;
систему сбора, удаления и обезвреживания твердых и жидких примесей, извлеченных из транспортируемого газа;
систему электроснабжения;
систему производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;
систему теплоснабжения и утилизации теплоты;
систему канализации и очистные сооружения;
систему молниезащиты;
систему ЭХЗ объектов КС;
систему связи;
диспетчерский пункт (ДП) КС;
административно-хозяйственные помещения; склады для хранения материалов, реагентов и оборудования; оборудование и средства технического обслуживания и ремонта линейной части и КС; вспомогательные объекты.
167
Компрессорный цех включает в себя группу ГПА, установленных в общем или индивидуальных зданиях (укрытиях), и следующие системы, установки и сооружения, обеспечивающие его функционирование :
узел подключения к магистральному газопроводу;
технологические коммуникации с запорной арматурой;
установку очистки газа;
установки воздушного охлаждения газа;
станцию охлаждения газа (СОГ);
системы топливного, пускового и импульсного газа;
систему охлаждения смазочного масла;
электрические устройства цеха;
систему автоматического управления и КИП;
вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, отопления, контроля загазованности, пожарной и охранной сигнализации, автоматического пожаротушения, вентиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха и др.).
Эффективность, надежность и безопасность оборудования КС обеспечивают с помощью технической диагностики состояния оборудования; поддержания оборудования и коммуникаций в исправном состоянии; модернизации или реновации морально или физически устаревшего оборудования.
Оборудование компрессорной станции должно иметь технологическую станционную нумерацию, нанесенную несмываемой краской или другим способом.
Основными задачами персонала, осуществляющего эксплуатацию, техобслуживание и ремонт оборудования, систем и сооружений КС, являются:
осуществление заданного режима компримирования газа;
обеспечение надежности, эффективности, экономичности и безопасности оборудования и систем КС;
обеспечение исправного состояния производственных зданий, сооружений, территории;
поддержание технического состояния оборудования на основе системы ремонтно-технического обслуживания;
защита окружающей среды и эксплуатационного персонала от опасных и вредных производственных факторов;
организация и проведение работ по реконструкции, техниче
168
скому перевооружению, модернизации основного и вспомогательного оборудования.
Производственные объекты, оборудование и коммуникации КС эксплуатируются службами (участками):
газокомпрессорной — основное и вспомогательное технологическое оборудование, системы и сооружения компрессорного цеха;
энерговодоснабжения — электротехнические устройства КС, системы тепло- и водоснабжения, промышленной канализации;
контрольно-измерительных приборов и автоматизации — средства автоматизации основного и вспомогательного оборудования КС.
В обязанности газотранспортного Предприятия входит обеспечение ведомственного контроля за организацией эксплуатации КС, в том числе:
контроль за организацией эксплуатации;
контроль за соблюдением ПТЭ, ПТБ, ППБ и инструкций по эксплуатации;
периодический контроль за состоянием и техническое освидетельствование оборудования, зданий и сооружений;
контроль выполнения мероприятий, предусмотренных системой технического обслуживания и ремонта;
контроль выполнения нормативно-технических и организационно-распорядительных документов;
контроль за расследованием и учет нарушений ПТЭ и инструкций по эксплуатации;
оценка достаточности предупредительных и профилактических мероприятий по повышению технического уровня эксплуатации и предупреждению отказов в работе и производственного травматизма;
контроль и учет мероприятий по предупреждению аварий и готовности к их ликвидации;
ведение работы с заводами-изготовителями по претензиям;
контроль за обеспечением государственных и региональных требований по охране окружающей среды.
Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием всего комплекса сооружений, который по степени значимости может быть разделен на объекты основного и вспомогательного назначения.
169
6-3 - 164
К основным объектам КС относят: площадки приема и пуска очистных устройств; установки очистки газа от механических примесей; компрессорный цех (КЦ); коллекторы газа высокого давления; узел охлаждения газа.
Объектами вспомогательного назначения являются: узел редуцирования давления пускового, топливного газа и газа для собственных нужд; электростанция для собственных нужд или трансформаторная подстанция при внешнем источнике энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатационный блок; служебно-эксплуатационный блок; служба связи; объекты водоснабжения, канализации и очистные сооружения.
КС располагают, как правило, вблизи населенных пунктов (за границами их перспективного развития) с соблюдением противопожарных и санитарных разрывов, которые зависят от диаметра газопровода, давления газа в нем и метода его прокладки и регламентированы СНиП 2. 05. 06 — 85*.
Под строительство КС отводят участки земель, непригодные для жилого строительства и для использования в сельском хозяйстве. При определении размера участков под комплекс сооружений КС следует учитывать перспективы его развития. Площадки КС должны быть ориентированы по розе ветров таким образом, чтобы преобладающие ветры были направлены от компрессорного цеха в сторону газовой обвязки или вдоль цеха. Как правило, КС располагают по одну сторону от магистрального газопровода.
Генеральный план КС (рис. 3.2) разрабатывают с учетом следующих основных положений: зонирование объектов КС в соответствии с их технологическим назначением; максимальное блокирование объектов в целях сокращения территории и протяженности коммуникаций; соблюдение минимальных противопожарных разрывов; обеспечение возможности подъезда автотранспорта к любому объекту; возможность расширения КС.
В высотном отношении положение площадки определяется рельефом местности, грунтовыми условиями и уровнем грунтовых вод. Для улучшения отвода поверхностных вод допускается сооружение насыпи высотой 0,5—0,6 м, на участках с низкой несущей способностью грунтов делают защитную подсыпку территории на высоту 0,6 — 0,7 м. На косогорах площадку КС планируют в виде террас, располагая на них вытянутые (вдоль горизонталей)
170
171
сооружения.
В комплекс сооружений КС входят также водозабор и поселок для обслуживающего персонала. Они также должны располагаться возможно ближе к площадке КС. Все объекты КС связаны автодорогами, которые соединяются с общей сетью автомобильных дорог.
Способ прокладки трубопроводов (наземный, надземный, подземный) выбирают с учетом местных условий на основании технико-экономических расчетов. В целях экономии территории и удобства обслуживания трубопроводы проектируют по кратчайшим расстояниям, с минимальными разрывами друг от друга.
При проектировании КС следует максимально применять блочно-комплектные устройства, блок-боксы и сборно-разборные здания и сооружения, которые позволяют значительно сократить площадь застройки и время строительства.
Основное и вспомогательное технологическое оборудование, связанное с процессом компримирования газа, следует размещать в производственной зоне компрессорной станции.
Сооружения и установки, обслуживающие основное технологическое оборудование (установки и устройства тепло- и водоснабжения, канализации, связи и т. п.), следует размещать в зоне служебно-производственного комплекса компрессорной станции.
На компрессорных станциях следует предусматривать подсобно-производственные и складские здания и сооружения, а также административно-бытовые помещения, обеспечивающие нормальные условия эксплуатации основного оборудования компрессорной станции и станции охлаждения (при ее наличии на площадке компрессорной станции), а также необходимые условия труда обслуживающего персонала и персонала служб централизованного ремонта.
Для выполнения подрядными организациями капитальных ремонтов газоперекачивающих агрегатов, основного технологического оборудования компрессорных станций и станций охлаждения, средств автоматики и телемеханики, катодных и дренажных преобразователей, автотракторной и строительной техники в проектах магистральных газопроводов следует предусматривать кустовые и центральные ремонтные базы с производственным циклом агрегатно-узлового ремонта, а также в необходимых случаях базы для передвижных механизированных колонн и других строительно-монтажных организаций собственного подряда. Разме-
172
щение ремонтных баз должно соответствовать генеральной схеме обслуживания газопроводов.
При проектировании первых ниток магистральных газопроводов в зоне компрессорных станций следует предусматривать закрытые склады и площадки для хранения оборудования, средств автоматики и запасных частей.
Для проведения технического обслуживания, текущих и аварийных ремонтов газоперекачивающих агрегатов, технологического оборудования и станций охлаждения (при их наличии в составе КС), средств КИП и автоматики, катодных и дренажных преобразователей и автотракторной техники на компрессорных станциях необходимо предусматривать ремонтно-механические мастерские и лабораторию-мастерскую КИП и автоматики.
Станции зарядки бромэтиловых огнетушителей следует предусматривать на каждые четыре КС с газоперекачивающими агрегатами с авиационным приводом, но не менее одной станции на производственное объединение.
В помещении служебно-эксплуатационного и ремонтного блока компрессорной станции следует предусматривать помещения для консервации и расконсервации судовых и авиационных двигателей.
3.3.	ОСНОВНОЕ И ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
Основным оборудованием на КС являются ГПА, которые могут быть поршневого или центробежного типа. Приводом поршневых компрессоров являются газовые двигатели, выполненные, как правило, в одном блоке с компрессором. Такой агрегат получил название газомотокомпрессора. Центробежные машины для перекачки газа — нагнетатели — могут иметь привод от газотурбинных установок (ГТУ) или от электродвигателей.
При малых подачах газа (до 5000 млн. м3/год) в свое время наиболее широкое применение нашли газомотокомпрессоры, мощность которых достигла 5500 кВт. При больших подачах газа используют центробежные нагнетатели с приводом от электродвигателя или от ГТУ, мощность которых достигает 12500 и 25000 кВт соответственно.
173
6-4 - 164
При выборе типа ГПА учитывают их технико-экономические показатели в зависимости от типа нагнетателей и характеристики привода. Многочисленные исследования эффективности применения различных видов привода центробежных нагнетателей показали наибольшую экономичность газотурбинного привода. Однако в некоторых случаях, например при небольших расстояниях между КС и источником электроэнергии (30 — 50 км), электропривод является конкурентоспособным. Так, достаточно большое количество КС в Европейской части России оборудовано электроприводом. Однако большинство КС в России (и практически на всей территории бывшего Советского Союза), с учетом их удаленности от линий электропередач, оборудуют ГПА, состоящими из центробежных нагнетателей с приводом от ГТУ.
3.3.1.	Компрессорные станции с поршневыми ГПА
При проектировании КС с поршневыми компрессорами в первую очередь определяют тип и количество агрегатов, необходимых для транспорта заданного объема газа. При выборе типа машин предпочтение отдают агрегатам, количество которых составляет 6— 10, что обеспечивает достаточную гибкость работы КС при изменениях режима подачи газа и не влечет за собой усложнения компрессорного цеха.
Поршневой ГПА (ПГПА) представляет собой агрегат, состоящий из газового двигателя и поршневого компрессора, соединенных общим коленчатым валом (газомотокомпрессор ГМК) или муфтой (спаренные ПГПА).
Современные ПГПА имеют ряд особенностей, обеспечивающих целесообразное их использование в различных областях газовой, нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. В указанных агрегатах степень повышения давления можно изменять в пределах от 1,15 до 3,0 и более при 100 %-ной загрузке привода и практически неизменном КПД Эта особенность ПГПА делает их весьма эффективными не только при наиболее экономичных для современных магистральных газопроводов степенях повышения давления 1,35— 1,5, но и на КС, работающих при изменении степени повышения давления в более широких пределах,— дожимных и головных КС, узловых КС перед газопроводами-отводами с большой неравномерностью газопотребления и др. Кроме
174
того, при использовании этих агрегатов обеспечивается возможность в широких пределах изменять шаг между КС на магистральных газопроводах.
Эксплуатация ПГПА характеризуется высокой эффективностью: адиабатический КПД современных поршневых компрессоров ПГПА составляет 86 — 88 %. Приводной двигатель ПГПА имеет высокий КПД, значительно превышающий КПД остальных применяемых на газопроводах агрегатов. КПД современных газовых поршневых двигателей при работе на номинальном режиме составляет 0,37 — 0,38 и в отдельных моделях доходит до 0,40 — 0,42. Перечисленные особенности рабочего процесса современных ПГПА позволяют обеспечить значительную экономию топливного газа при их использовании на КС вместо других типов ГПА. Газовые двигатели современных ПГПА при низких температурах окружающего воздуха могут неограниченное время развивать мощность, превышающую на 20 — 25 % значения, соответствующие летнему периоду с высокими температурами наружного воздуха; компрессорная часть агрегатов позволяет без каких-либо переделок реализовать это повышение мощности и увеличить производительность агрегатов.
Как и все поршневые компрессоры, ПГПА обеспечивают степень повышения давления в одной ступени до 3 и более, что позволяет достигать требуемого повышения давления с минимальным числом ступеней сжатия. Соответственно упрощается технологическая обвязка ГПА, системы управления и регулирования и др.
На большинстве объектов газовой промышленности необходимое повышение давления при использовании ПГПА может быть обеспечено сжатием газа в одной ступени. На КС газопроводов ПГПА работают параллельно, что позволяет наращивать мощность КС в соответствии с необходимым увеличением пропускной способности газопровода и повышает надежность работы.
Запуск и загрузка ПГПА требуют относительно небольшого времени (до 10 мин), что обеспечивает оперативность управления ими.
Вместе с тем ПГПА отличаются относительно большой массой и габаритами, а их применение связано с большими капиталовложениями (как на сам ГПА, так и на здания, фундаменты). Для нормальной работы ПГПА требуется значительное количество смазочного масла.
175
Цикличность подачи газа поршневыми компрессорами приводит иногда к пульсациям давления газа и вибрациям технологических трубопроводов и ГПА, для предотвращения которых необходимы специальные мероприятия.
Особенности ПГПА обусловили следующие основные области их применения: головные и линейные КС магистральных газопроводов и их отводов; дожимные КС газовых месторождений; закачка (отбор) газа в (из) ПХГ; сбор и транспорт попутных газов; сжатие газа на газоперерабатывающих, нефтеперерабатывающих, химических и других заводах; закачка газа в пласт на газоконденсатных и нефтяных месторождениях; сжатие хладоагента в холодильных установках (при низкотемпературной сепарации газа и др.). Кроме того, современные ПГПА могут применяться на самых разнообразных объектах: на химических комбинатах по производству аммиака, для закачки выхлопных газов двигателей в пласт, для перекачки по трубопроводам углекислого газа и др.
В настоящее время отечественная промышленность выпускает ПГПА агрегатной мощностью от 440 до 5500 кВт (табл. 3.1).
Основной машиной на первых КС отечественных газопроводов был газомотокомпрессор 10ГК-1 номинальной мощностью 736 кВт (1000 л. с.), выпускаемый заводом "Двигатель революции". Газомотокомпрессор представляет собой агрегат, состоящий из компрессора и газового двигателя внутреннего сгорания. Двигатель и компрессор смонтированы на общей фундаментной раме. Коленчатый вал у них общий. Двигатель газомотокомпрессора 10ГК-1 двухтактный, 10-цилиндровый. Силовые цилиндры расположены в вертикальной плоскости V-образно в два ряда под углом 60 ° между осями цилиндров. Номинальное число оборотов 300 об/мин. При сгорании топливного газа в его цилиндрах выделяется тепловая энергия, которая преобразуется в механическую. Эта работа приводит в движение поршни компрессорных цилиндров, служащих для сжатия природного газа, транспортируемого по газопроводу. Весь рабочий цикл: сжатие поданного воздуха, сгорание топливного газа и расширение образующихся при сгорании газов, выпуск (выхлоп) и продувка цилиндра совершается за один оборот коленчатого вала или за два хода поршня. Компрессорные цилиндры расположены горизонтально. Число цилиндров — три. Механический КПД равен 0,95. При расчетном режиме работы (п = 300 об/мин, рвс = 2,5 МПа, рн = 5,5 МПа) подача
176
[ £ ohm				Удель-	ная масса, кг/кВт	
О					fl о « 1- S	
			к S яг fl		та, млн. /сут	
			S		о С	
	а X 3 аз QJ К		S	те, МПа	нагнетания	
	а			К		
	С г: S			< я а <	° ж з S й К	
	0J				й	ё
	fl а fl с с S			кпд	двигателя	ршневые Г
	* с 0J у к я X		Наиболь-	шее число	цилиндров компрессора	О £
	и 2 К ей О К		Число цилинд-		ров двигателя	
	и О		Частота ППАТТТР-		ния вала, об/мин	
				3		
				S	О W к	
					5 fl р, fl S	
ио О	со LO	со о' СО	«п со	О о	CM CM	in cm' cm	co o' CO
СМ 1П	СО	со		о	о	co	CD
ш~ СО СМ «П	со со	со' см	см »—I	CM	w—*	CM	in
СО	со						
о	XJ-	со	*п	co	r**>		m
О я	см	см «п	o'	co	co o'	cn	CO *n
1 in	1	1	1	1	1	1	1
о о	хг	хг	*n	xf	co	co	in
СМ	со	in		о	CD	XT	w—
	СП		хг	co	o	[-K.	xf
о	о						
in							
т	СО	СО	CD	CO	CD	CD	CD
J in	in	in	in	IO	S	IO	in
со					P		
							
					CD		
1О со	со	со	хГ	IO	3 s x	o_	тГ
О ио	со 1	1	1	1	tn О ° 1	1	I
1 СМ	1 о	1 IO	1	1 ID	ад 1 3 m	1 in	1 LO-
о	со	CM	co'	co	Cl CM o'	co	CO
					о		
					ex		
ш о г- см см см	о со	СО со	ID co	CD CO	§ о a ci	CD О	8
о о	о	ф	o'	o’	о	O'	о
					QJ		
					ад		
					Я		
					§		
-г ш	чо	хг	CO	co	о <°	CD	
					Cl		
					3		
					a:		
					a		
					Ю S'		
СО 2	о	со	CD	CM	О | 1	1	1
о о	о	о	IO	о	in	in	Q
о о	о	о	c**	co	C*4"	Г***	О
СО со	со	со	co	co	co	co	co
	хг	о	о	о	о	Q	О
* ' СО)	о	СО	co	CO	О	О	О
		о	CD	CD	О	о	in
	*—«	см	co	co		m	CM
							$
			«		in	l6	iA
			о		co	co	co
оэ S I— о	I о	оэ	о 8 :S	CM cL <	о CM Й	§	CD uS CM
			L-		s CD	S	
* Спаренный ПГПА, остальные — ГМК.
I
177
газомотокомпрессора достигает 0,6 млн. м3/сут. Регулирование производительности осуществляется изменением объема вредного пространства (при закрытой регулировочной полости объем вредного пространства составляет 8,7 %, а при открытой — 30 — 35%).
На базе 10ГК-1 с 1953 г. стали выпускать и применять газомо-токомпрессор 10ГКН мощностью 1100 кВт и с подачей газа до 0,8 млн. м3/сут. Повышение мощности было достигнуто за счет использования наддува, т. е. заполнения рабочих цилиндров двигателя воздухом под более высоким избыточным давлением.
На некоторых КС применяли газомотокомпрессоры марки МК-8 и МК-10, мощность которых соответственно составляла 2210 и 2500 кВт.
По сравнению с газомотокомпрессорами 10ГК и 10ГКН газомотокомпрессоры МК8 имеют повышенную агрегатную мощность, более высокие КПД как силовой, так и компрессорной части. Эти ГМК способны работать с высокими КПД в широком диапазоне степеней повышения давления, полностью автоматизированы и приспособлены для управления с диспетчерского пункта станции.
Газомотокомпрессор МК8 (рис. 3.3) представляет собой стационарный агрегат, состоящий из 8-цилиндрового рядного двухтактного газового двигателя и 4-цилиндрового горизонтального поршневого компрессора двойного действия, смонтированных под прямым углом на фундаментной раме с общим коленчатым валом. Технические данные ГМК МК8 приведены в табл. 3.2.
В отличие от ГМК марки 10ГК на ГМК МК8 цилиндры двигателя объединены единым блоком. Блок цилиндров, имеющий форму параллелепипеда, отлит из чугуна и разделен поперечными перегородками на восемь отсеков, в которых располагаются втулки цилиндров. На верхней части блока со стороны компрессорных цилиндров расположен картер распределительного вала. Полости под распределительным валом образуют ресивер продувочного воздуха. С противоположной стороны блока у каждого цилиндра отлиты патрубки для отвода газов в прикрепленный к блоку выпускной коллектор.
Поршень двигателя — составной, охлаждаемый маслом. Головка поршня, юбка и расположенная в ней вставка с пальцем стягиваются четырьмя шпильками, ввернутыми во фланец головки.
178
179
Таблица 3.2
Технические данные двигателей ПГПА ГМ8, МК8, ДР12 и ГПА-5000
Параметры	Марка ПГПА			
	ГМ8	МК8	ДР12	ГПА-5000 (двигатель 61 ГА)
Диаметр цилиндра, мм	220	435	508	230
Длина хода поршня, мм Средняя скорость порш-	225	485	508	•2x39
ня, м/с	4,5	4,85	5,58	7,1
Степень сжатия	6,5	7,5	8	11
Давление наддува, МПа Д авление газа в выхлогп юм	0,160-0,165	0,15-0,17	0,185 - 0,205	0,175-0,160
коллекторе, МПа	—	0,138-0,157		0,160-0,165	0,160-0,164
Расход воздуха, тыс. м3/ч Температура воздуха в ре-	8	21-23	50	30
сивере, °C, не более Максимальное давлы гие	60	50	60	50
сгорания, МПа Среднее эффективное д ав-	5,5	5,1	6,0	7,0
ление, МПа Температура выхлопных	0,658	0,734	0,844	0,8
газов, °C, не более Габаритные размеры ПГПА *, м:	460	400	400-470	380 - 400
длина	6,6	9,2	10,8	16,5
ширина	3,4	5,2	10,6	10,5
высота	4,0	3,3	5,2	5,1
* Габаритные размеры указаны для модификации ГПА с давлением нагнетания 5,6 МПа.
Места соединений уплотнены кольцами из маслотермостойкой резины.
Наиболее мощным из эксплуатируемых в настоящее время в отечественной промышленности газомотокомпрессоров является ГМК ДР 12, являющийся стационарным автоматизированным агрегатом, состоящим из двухтактного U-образного 12-цилиндрового двигателя и горизонтального поршневого компрессора, цилиндры которого располагаются по обе стороны от общих для дви
180
гателя и компрессора фундаментной рамы и коленчатого вала.
Цилиндры двигателя ГМК ДР 12 имеют диаметр 508 мм, что вместе с высокими удельными показателями рабочего процесса обеспечивает наибольшую в настоящее время цилиндровую мощность двигателя ГМК — 460 кВт.
Высокая удельная мощность ГМК ДР12 (среднее эффективное давление 0,844 МПа) получена за счет повышения давления наддува до 0,205 МПа, степени сжатия — до 8, максимального давления сгорания — до 6,0 МПа (у ГМК 10ГКН максимальные значения этих параметров равны 0,165; 7 и 5,1 МПа соответственно). Для обеспечения надежной, бездетонационной и высокоэкономичной работы двигателей ГМК ДР12 при указанных высоких параметрах рабочего процесса в конструкции ГМК принят ряд новых оригинальных решений и применены высококачественные материалы.
Нашел распространение также газоперекачивающий агрегат ГПА-5000, представляющий собой компоновку двух машин: газового двигателя внутреннего сгорания и поршневого компрессора оппозитной конструкции. Основная идея создания оппозитных компрессоров заложена в стремлении уравновесить возвратно-поступательные силы, действующие в кривошипно-поршневой группе агрегата. ГПА-5000 обладает следующими преимуществами: уравновешивание масс позволило повысить обороты компрессора и снизить затраты на фундамент, облегчить ремонт и ревизию оборудования, уменьшить высоту здания для установки агрегата. Подача ГПА-5000 составляет 4,0 млн. м3/сут, мощность — 3680 кВт.
В СССР первый агрегат ГПА такого типа был создан на базе дизеля марки 61 завода "Русский Дизель" и оппозитного компрессора 6М25-125/38-55 Сумского завода тяжелого компрессоростро-ения (рис. 3.4), установленных на одном фундаменте. Основные элементы масляной и водяной систем, которые не навешивают на двигатель или компрессор (маслобак, холодильники, фильтры, регуляторы, насосы), объединены в водомасляный блок, поставляемый заводом-изготовителем в собранном виде.
Двигатель 61 ГА агрегата ГПА-5000 — двухтактный, двухрядный, 16-цилиндровый со встречно-движущимися поршнями и турбонаддувом. Особенность двигателя 61 ГА — встроенная зубчатая передача, соединяющая верхние и нижние коленчатые валы.
Продувку и наполнение воздухом цилиндров производят с по-
181
Рис. 3.4. Спаренный агрегат ГПА-5000:
1 — поршневой компрессор; 2 — разделительная стенка; 3—газовый дви-гатель
мощью турбокомпрессора, связанного с помощью шестеренчатой передачи и гидромуфты с коленчатым валом двигателя. Воздух поступает из нагнетателя в цилиндр через окна, управляемые верхним поршнем, и вытесняет отработавшие газы через окна, управляемые нижним поршнем.
На двигателе 61 ГА применена система форкамерно-факельного воспламенения.
В форкамеру, объем которой составляет 2,9 % от объема камеры сжатия цилиндра, подается в начале сжатия небольшая дополнительная порция газа через автоматический (открывающийся под действием перепада давления) клапан. В результате смешения дополнительной порции газа с обедненной газовоздушной смесью, поступившей из цилиндра, в форкамере образуется обогащенная легковоспламеняемая смесь, которая поджигается в конце
182
сжатия искрами на двух свечах зажигания, расположенных в крышке форкамеры. Из форкамеры выбрасывается в цилиндр факел горящих газов, который, разогревая и турбулизируя основной заряд, обеспечивает надежное воспламенение и быстрое сгорание рабочей смеси в цилиндре в широком диапазоне ее состава (коэффициента избытка воздуха). Благодаря этому двигатель может устойчиво работать от холостого хода до полной нагрузки, при н ом частота вращения двигателя регулируется в основном изменением подачи (давления) топливного газа.
Агрегат ГПА-5000 полностью автоматизирован. Запуск, остановка и управление режимом работы агрегата выполняются с центрального пульта управления. Имеется местный щит, позволяющий аварийно останавливать агрегат, а также управлять им при выполнении наладочных и регулировочных работ.
Отличительной особенностью агрегата ГПА-5000 является малая удельная масса (34,5 кг/кВт); при этом двигатель 61ГА в сборе имеет массу 39 т, компрессор с цилиндрами и коллекторами — 88 т. Малые габариты и масса двигателя позволяют блочно компоновать, транспортировать и монтировать их на КС. Отрегулированный на заводе двигатель устанавливают на фундамент и после присоединения к топливной, водяной и масляной системам запускают в работу без переналадок и регулировок.
На компрессорных станциях магистральных газопроводов применяют также комбинированные ГПА. Под комбинированными ГПА понимают агрегаты, сочетающие в себе принципиально различные двигатели (газотурбинный, электрический, поршневой) с разными типами нагнетателей (компрессоров), объединенных с целью повышения экономических показателей в каждом главном элементе ГПА и максимального использования их термодинамических, конструктивных и эксплуатационных преимуществ.
К числу комбинированных ГПА, нашедших практическое применение в газовой и нефтяной промышленности, относят, например, электроприводные поршневые ГПА (ЭПГПА), установленные на КС в Котур-Тепе (рис. 3.5). Эти агрегаты 6М25-210/3-56 с высоким уровнем автоматизации имеют синхронный электродвигатель типа СДКП мощностью 4000 кВт с частотой вращения п = 375 об/мин, во взрывобезопасном исполнении, позволяющем его установку в общем зале с оппозитным шестирядным поршневым компрессором 6М25. Попутный нефтяной газ, который прежде сжигали на
183
Рис. 3.5. Схема комбинированного ГПА типа 6М25-210/3-56:
1 — влагомаслоотделитель; 2 — коллектор холодильника; 3 — холодильник I ступени; 4, 5 — холодильники II и III ступеней; 6 —трубопровод; 7— влагомаслоотделитель II и III ступеней; 8 — коллектор всасывания I ступени; 9 — буферные емкости 11 и 111 ступеней; 10—блок масляной системы компрессора; 11 — электродвигатель; 12 — сепаратор с электродвигателем
факелах нефтяных промыслов Западной Туркмении, стали компримировать агрегатами в три ступени. Диаметр цилиндров первой, второй и третьей ступеней 750, 450, 290 мм соответственно, ход поршней 400 мм со средней скоростью 5 м/с, охлаждение цилиндров масла и газа между ступенями — двухконтурное водяное. Для удаления влаги и масла, сконденсировавшихся в процессе охлаждения, смонтированы масловлагоотделители жалюзийного типа. Производительность и нагрузка ГПА регулируются ступенчато подключением восьми дополнительных полостей на цилиндрах первой ступени.
В области поршневых двигателей и компрессоров к комбинированным ГПА могут быть отнесены газовые поршневые двигатели, соединенные с центробежным нагнетателем, или поршневые компрессоры, приводимые в действие от газовых турбин.
3.3.2.	Компрессорные станции с центробежными газотурбинными ГПА
На газопроводах большой пропускной способности (более 5000 млн. м3/год) для компримирования газа применяют центро
184
бежные нагнетатели, подача которых в настоящее время достигает 35 млн. м3/сут.
По сравнению с поршневыми компрессорами центробежные нагнетатели имеют ряд преимуществ. Это, прежде всего, компактность и высокая производительность, простота конструкции, малое количество трущихся деталей и отсутствие возвратно-поступательных движений, равномерная подача газа и более благоприятные условия автоматизации.
Центробежные нагнетатели выполняются, как правило, в виде одноступенчатой турбомашины с осевым подводом газа к консольно расположенному рабочему колесу.
В центробежных нагнетателях вращающимся рабочим колесом газу сообщается большая скорость с последующим преобразованием кинетической энергии потока в работу сжатия нагнетаемого газа. Связь между основными параметрами рабочего процесса нагнетателя (подачей, степенью сжатия, потребляемой мощностью и политропическим КПД) выражается газодинамической характеристикой.
Большинство компрессорных станций работает при рациональных степенях сжатия газа (порядка 1,4 — 1,5). Это достигается при работе двух последовательно включенных нагнетателей. В настоящее время большинство компрессорных станций оборудовано полнонапорными двухступенчатыми нагнетателями с полной степенью сжатия в одном агрегате. Выбор одно- или двухступенчатого варианта нагнетателя может быть обоснованно решен с учетом надежности работы компрессорной станции, эффективности ее работы при переменной производительности, упрощения технологических схем и схем обвязки агрегатов.
При оснащении компрессорной станции минимальным количеством машин большой единичной мощности достигается значительный экономический эффект за счет лучших эксплуатационных показателей.
Дальнейшее повышение надежности газоперекачивающих агрегатов, сокращение объемов ремонтных работ и обслуживания позволяет оснащать компрессорные станции двухступенчатыми нагнетателями. На снижении суммарной мощности компрессорных станций сказывается повышение давления на выходе станции. За счет увеличения рвых до 7,5 МПа суммарная мощность может быть уменьшена более чем в 2 раза. Поэтому в настоящее вре
185
мя компрессорные агрегаты работают с выходным давлением на 7,5 МПа (в перспективе это давление может быть увеличено до 10-12 МПа).
Практически до середины 1970-х годов компрессорные станции в СССР были оборудованы центробежными нагнетателями конструкции Невского машиностроительного завода им. В. И. Ленина (НЗЛ) и Уральского турбомоторного завода им. К. Е. Ворошилова (УТМЗ). Основные параметры нагнетателей даны в табл. 3.3,3.4 и 3.5.
Приводом для центробежных нагнетателей являются газотурбинные установки или электрические двигатели.
Благодаря ряду преимуществ переддругими видами приводов, из которых главные — легкость регулирования производительности и повышение мощности в осенне-зимний период, газотурбинный привод наиболее распространен на газопроводах большой мощности.
По сравнению с другими тепловыми двигателями газовые турбины имеют меньший вес на единицу мощности, большие мощности. Автоматическое и дистанционное управление работой газотурбинных устройств проще и надежнее, чем у поршневых двигателей. В период похолодания, когда требуется увеличение производительности компрессорных станций, допускается увеличение мощности газотурбинной установки на 10 — 20 % от номинальной.
Газотурбинный газоперекачивающий агрегат включает в себя газотурбинную установку, центробежный нагнетатель природного газа и следующее вспомогательное оборудование: комплексное воздухоочистительное устройство; выхлопное устройство; системы топливную и пусковые, масляную, автоматического управления, регулирования и защиты, охлаждения масла, гидравлического уплотнения нагнетателя.
Из большого числа возможных схем газотурбинных установок на газопроводах наибольшее распространение получили установки простого цикла, выполненные без регенерации или с регенерацией тепла выхлопных газов, с независимой силовой турбиной низкого давления ("с разрезным валом”) для привода нагнетателя газа (табл. 3.6).
Большая часть типоразмеров ГТУ для привода нагнетателей выполнена по одинаковой конструктивной схеме — с "разрезным валом” и силовой турбиной низкого давления, поэтому их характеристики могут быть с достаточной точностью обобщены в приведенной относительной форме, т. е. в виде зависимостей приве-
186

Основные параметры центробежных нагнетателей газа
187
i
Основные параметры центробежных нагнетателей газа	Тип нагнетателя	Н-16- 650 — 75/1,45	21-1			Объемная подача, м3/мин	800	950	800	600	710	600	32,5'	640 Начальное давление, кгс/см2	45	36	45	60	48	60	52,2	51,1 Конечное давление газа, кгс/см2	56	45	56	75	60	76	76	75 Конечная температура газа, °C	35	33	53	35	33	53	—	— Мощность, потребляемая нагнетателем, МВт	16,0	15,0	16,0	16,0	15,0	16,0	16,0	25,0
		Н-16-75/1,25	Два, последовательно	—	
			Один		
		Н- 16-56	Два, последовательно		
			К а о		
	Основные параметры				
188
Таблица 3.5
Параметры модификаций нагнетателей
Модификация нагнетателя	Производительность, млн. м3/сут	Степень сжатия	Давление на входе, МПа	Давление на выходе, МПа	Привод
235-21-1	19,7	1,44	5,18	7,45	ГТК-10
235-22-1	26,2	1,32	5,65	7,45	ГПА-10
235-23-1	17,6	1,50	4,97	7,45	
235-24-1	19,9	1,44	3,81	5,49	
Н-196	11,4	1,45	5,14	7,45	ГПАЦ-6,3
	10,7	1,45	3,78	5,49	
	10,7	1,45	2,78	4,02	
	10,7	1,70	1,62	2,75	
Н-6-41	19,4	1,23	3,25	4,02	ГТН-6
11-6-28	19,0	1,24	2,22	2,75	
11-6-76	21,3	1,23	6,06	7,45	
Н-16-76-1,37	37,0	1,37	5,43	7,45	ГТН-16
Н-16-76-1,25	51,0	1,25	5,98	7,45	
Ц-16-1,37	31,2	1,37	5,44	7,45	ГПА-Ц-16
Ц-16-1,5	31,2	1,50	4,97	7,45	
денных параметров, отнесенных к номинальным значениям.
Оборудование ГПА выполняется в виде блочных конструкций, обеспечивающих транспортировку железнодорожным, водным или специальным автомобильным транспортом (масса блоков обычно не превышает 60 — 70 т). Блоки необходимо изготавливать готовыми к монтажу и проведению пусконаладочных работ без их разборки и ревизии. Наружные трубопроводы и электрические коммуникации, соединяющие блоки, должны быть сведены к минимуму и иметь простые соединения.
Конструкция ГПА должна быть такой, чтобы обеспечивалась его работа на всех рабочих режимах без постоянного присутствия обслуживающего персонала возле ГПА.
Систему автоматического управления ГПА организуют для обеспечения:
автоматического пуска, нормального и аварийного останова агрегата;
регулирования и контроля технологических параметров ГТУ и нагнетателя;
189
Таблица 3.6
Основные технические
Показатели	Тип			
	ГТН-6	ГПА-Ц-6,3	ГТК-10-2	ГТК-10-4
Завод-изготовитель (фирма)	УТМЗ	ПО	НЗЛ	НЗЛ
		им. Фрунзе		
Номинальная мощность в станционных условиях, МВт Станционные условия:	6,3	6,3	10,0	10,0
температура наружного воздуха, °C	15	15	15	15
атмосферноедавление, МПа	0,1013	0,1013	0,1013	0,1013
сопротивление входного тракта, Па	1200	1000	500	500
сопротивление выходного тракта, Па	—	1000	500	1000
Эффективный КПД ГТУ в станционных условиях, %	24,0	22,5 (24,0)	28,0	29,0
Максимальная мощность ГТУ, МВт Номинальный расход топлива,	7,2	7,5	12,0	13,2
м3/ч	2730	2910	3720	3600
Удельный расход топлива, м3/(кВт • ч) Температура продуктов сгорания	0,434	0,463 (0,434)	0,372	0,360
передтурбиной, °C Температура продуктов сгорания	760	710	780	780
за турбиной, °C Степень сжатия осевого	415	410	495	495
компрессора Расход воздуха через компрессор,	6,0	7,8	4,4	4,4
кг/с	45,5	56,0	86,2	86,2
Температура воздуха за компрессором, °C	234	296	190	190
Степень регенерации Температура воздуха после	0	0	0,7	0,7
регенератора, °C Температура продуктов сгорания	—	—	404	404
после регенератора, °C Частота вращения ротора	—	—	294	294
турбокомпрессора, об/мин	6200	8200	5200	5300
Частота вращения ротора силовой турбины, об/мин	6150	8200	4800	4800
показатели газотурбинных ГПА
ГПА					
ГПА-10	ГТК-16	ГТН-16	ГПА-Ц-16	ГТН-25	ГТН-25
ПО «Заря»	УТМЗ	УТМЗ	ПО им. Фрунзе	УТМЗ	НЗЛ
10,0	16,0	16,0	16,0	25,0	24,0 (27,5)
25	15	15	15	15	25(15)
0,1013	0,1013	0,1013	0,1013	0,1013	0,1013
4000	1200	500	1000	500	1000
3000	—	700	1000	700	500
26,5	25,0	29,0	27,5	31,0	27,0(28,1)
10,0	20,0	19,2	19,2	30,0	30,0
3930	6650	5750	6060	8400	9250
0,393	0,416	0,360	0,379	0,336	0,386
785	810	930	794	1020	900
385	412	408	380	467	385
10,3	7,5	11,5	9,7	13,0	12,5
80,2	100	85	100	103	174,3
332	276	354	313	386	372
0	0	0	0	0	0
—	—	—	—	—	—
—	—	—	—	—	—
5620/7660	4900	6900	5244/6874	7100	7340/5050
4800	4600	6500	5300	5500	3700
190
191
Показатели	Тип			
	ГТН-6	ГПА-Ц-6,3	ГТК-10-2	ГТК-10-4
Рабочий диапазон частоты вращения ротора силовой турбины, об/мин	4600- 6450	6150-8500	3300- 5000	3300- 3000
Давление топливного газа, МПа	0,98	2,45	1.47	1,47
Давление пускового газа, МПа	0,98	0,49	1,47	1,47
Расход газа на запуск, т	1.3	0,10	1,0	1,0
Время запуска, мин	20	5-7	15	15
Тип нагнетателя	Н-6-55-2	Н-196	520-12-1	380-18-1
Производительность нагнетателя, млн. м3/сут	20,0	10,7	29,3	36,0
Политропический КПД нагнетателя, %	84,0	83,0	85,0	85,0
Давление на входе нагнетателя, МПа	4,41	3,78	4,31	6,07
Давление на выходе нагнетателя, МПа	5,49	5,49	5,49	7,45
Степень сжатия нагнетателя	1,24	1,45	1,27	1,23
Номинальная частота вращения ротора нагнетателя, об/мин	6150	8200	4800	4800
Число рабочих колес нагнетателя 1		2	1	1
Диаметр рабочего колеса, мм	782	545	935	845
Система охлаждения масла	Вз	Вз	Вз	Вз
Расход охлаждающей воды, м3/ч	0	0	0	0
Емкость маслосистемы, м3	14,0	4,7	8,0	8,0
Применяемое масло Установленная мощность дви-	ТП-22	ТП-22	ТП-22	ТП-22
гателей переменного тока, кВт Установленная мощность	100	35	214	214
постоянного тока, кВт	7,0	2,0	6,0	6,0
Высота площадки обслуживания, м	1.5	0	4,0	4,0
Масса нагнетателя, т	15	7,0	28	22
Масса регенератора, т	0	0	36,7	36,7
Масса ГТУ, т	51,8	45	112	112
Масса турбоблока на раме, т	60	45	56	56
Масса ГПА в объеме поставки, т	87,6	73	157	157
Удельная масса ГПА, кг/кВт	13,5	11.1	14,0	15,7
192
Продолжение табл. 3.6
ГПА					
ГПА-10	ГТК-16	ГТН-16	ГПА-Ц-16	ГТН-25	ГТН-25
3300-5000	3500—4875	5200 - 6900	3750 - 5565	4100 - 5750 2600 - 3900	
2,45	1,96	1,76	2,45	2,94	2,45
1.47	1,18	1,18	0,29-0,46	1,47	2,45
1,0	5,0	3,0	2,0	2,0	0,8
15	20	20	15	15	20
370-18-1	Н-16-56	Н-16-76	Ц-16	Н-25-76	650-21-2
36,0	51,0	31,0	33,25	53,0	46,0
85,5	84,0	81,5	83,0	84,0	82,0
6,08	4,41	5,17	5,17	5,15	5,18
7,45	5,49	7,45	7,45	7,45	7,45
1,23	1,24	1,44	1,44	1,44	144
4800	4600	6500	5300	5500	3700
1	1	1	2	2	2
845	1000	900	800	1100	1080
ВзПК	Вз	Вз	Вз	Вз	Вз
0	0	0	0	0	0
1,2/3,0	24	22,4	6,85	И	16,0
ТП-22	ТП-22	ТП-22	ТП-22	ТП-22	ТП-22
250	210	185	200	150	250
4,0	12,0	6,0	1,5	6,5	9,5
0	4,8	1,5	0	1,5	2,1
25,8	22	15,2	24	22	44.5
0	0	0	0	0	0
29,7	91	58	7,8	65	128
29,7	78,1	74	60	90	92,6
100	150	120	170	135	172,3
5,64	9,4	7,5	10,6	5,4	6,3
193
7-1 - 164
Показатели	Тип			
	ГТН-6	ГПА-Ц-6,3	ГТК-10-2	ГТК-10-4
Габариты ГПА, м:
ширина	3,2	5,0	3,4	3,4
длина	11,9	12,4	8,9	8,9
высота	3,9	8,8	3.2	3,2
Межремонтный ресурс (средний				
ремонт/ капитальный ремонт),				
тыс. ч	12/25	10/25	8-12/16-25	12/25
Общий ресурс, тыс. ч	100	30/100	100	100
Примечания: 1. Единица количества природного газа — м3 при 20 °C и0,1013МПа.
2. Для агрегатов ГТН-6 и ГТК-16 показано суммарное сопротивление всасывающего и выхлопного трактов ГТУ.
3. Низшая теплота сгорания топлива при определении расхода топливного газа принята 34550 кДж/нм3.
4. Условные обозначения системы охлаждения масла: ВО — водяное охлаждение; Вз — воздушное охлаждение (масло —воздух); ВзПК — воздушное
предупредительной и аварийной сигнализации;
защиты ГПА на всех режимах работы;
связи агрегата с цеховой системой автоматического регулировании и управления;
возможности дистанционного изменения режима ГПА от цеховой и станционной систем управления.
Частота вращения силового ротора (ротора нагнетателя) должна регулироваться в диапазоне 70— 105 % от номинальной частоты вращения.
ГПА должен обеспечить работу при давлении газа на выходе из нагнетателя, равном 115 % от номинального (для проведения испытания газопровода), при суммарной продолжительности этого режима не более 200 ч/год. Пуск ГПА осуществляют, как правило, с предварительным заполнением контура нагнетателя технологическим газом рабочего давления.
Комплексное воздухоочистительное устройство входного тракта ГГУ должно обеспечивать кондиционность циклового воз-
194
Окончание табл. 3.6
ГПА					
ГПА-10	ГТК-16	ГТН-16	ГПА-Ц-16	ГТН-25	ГТН-25
7,4	4,7	3,2	13,5	3,2	5,5
12,9	16,9	13,6	19,77	9,3	15,0
6,11	4,0	5,2	10,65	4,0	4,3
12/20	8-12/16-25	12/25	10-15/25	12/25	12/25
40/100	100	100	30-40/100	100	100
охлаждение с промежуточным контуром.
5. Объем поставки ГПА (кроме ГПА-Ц-6,3 и ГПА-Ц-16) включает в себя турбогруппу на раме, нагнетатель, вспомогательное оборудование, агрегатную автоматику. Объем поставки ГПА-Ц-6,3 и ГПА-Ц-16 дополнительно включает воздухозаборное устройство, контейнер, выхлопную шахту. Масса нагнетателя дана со вспомогательным оборудованием. Турбоблок на раме ГТН-6, ГПА-Ц-6,3 и ГТН-16 включает в себя нагнетатель.
6. Общий ресурс ГПА-Ц-6,3 ГПА-10, ГПА-Ц-16 указан: двигатель/ГПА.
духа на входе компрессора и шумовую защиту в различных условиях эксплуатации, система воздухоочистки — остаточную среднегодовую запыленность не более 0,3 мг/м3 (при этом концентрация пыли с размерами частиц более 20 мкм — не выше 0,03 мг/м3). Технико-экономическим анализом определено, что полная очистка циклового воздуха технически осуществима, однако экономически нецелесообразна, так как потребовала бы существенно увеличить капитальные и эксплуатационные затраты в систему воздухоочистки. Возможно попадание в ГТУ определенной массы мелких фракций пыли, что приводит к загрязненйю прежде всего проточной части осевого компрессора и соответствующему снижению мощности и КПД ГТУ. Поэтому входной тракт снабжают системой периодической очистки проточной части компрессора с использованием твердых очищающих агентов (косточковой крошки, риса, возгоняющихся веществ и др.) для их засыпки на работающей ГТУ или жидких агентов для впрыскивания на работающей или остановленной ГТУ.
195
Противообледенительные устройства могут включать в себя сигнализацию обледенения, системы подогрева горячим воздухом элементов входного тракта и компрессора, всей массы циклового воздуха подмешиванием продуктов сгорания, отбираемых после турбины, воздуха из компрессора (регенератора) или горячей смеси воздуха и продуктов сгорания.
Предпочтительно, чтобы ГПА имели объединенную смазочную систему ГТУ и нагнетателя, уплотнения ротора нагнетателя и гидравлического регулирования, в которых используют один тип масла и один расходный маслобак. Однако для авиационного или судового типа газотурбинного привода возможно использование раздельных маслосистем ГГУ и нагнетателя, работающих на различном типе масла.
В системах смазки, уплотнения и регулирования должны быть установлены фильтры со степенью фильтрации 10 — 40 мкм и обеспечена возможность их отключения для обслуживания и ремонта без останова ГПА.
Для запуска ГПА из резервного состояния устанавливают подогреватели масла (водяной теплообменник, работающий от системы отопления КС; электрический подогреватель или используют горячий воздух от работающих агрегатов).
Первое поколение ГПА оснащали водяной системой охлаждения открытого типа (водяные маслоохладители ГПА — общестанционная градирня). В современных типах ГГПА используют воздушную систему охлаждения масла в двух модификациях: непосредственно "масло —воздух" или с промежуточным контуром "масло — вода" или "антифриз — воздух” .
Система уплотнения вала нагнетателя необходима для того, чтобы обеспечивать герметичность газовых полостей и не допускать загазованность маслобака. С помощью регулятора перепада давления "масло —газ" обеспечивают заданный перепад с неравномерностью регулирования не более 25 % во всем рабочем диапазоне давлений. Аварийное резервирование системы уплотнения осуществляется с помощью аккумулятора масла, который должен иметь объем, достаточный для уплотнения вала при отключении масляных насосов в течение 5 мин до 60 %-ного опорожнения.
Циркуляция масла систем смазки, уплотнения и регулирования на рабочих режимах осуществляется, как правило, от валов ГПА. Для пуска и нормальной остановки имеются пусковые элект
196
ронасосы. Для аварийной остановки предусмотрены резервные маслонасосы, питаемые от аккумуляторных батарей.
Для того чтобы поддерживать ГПА в работоспособном состоянии, организуют систему технического обслуживания и ремонта. Обычно в регламенте технического обслуживания и ремонта предусматривают:
техническое обслуживание на работающем агрегате после наработки 24 ± 1 ч, 700 ± 100 ч, 2000 ± 100 ч;
техническое обслуживание на остановленном агрегате через 4000 — 6000 ч;
средний и капитальный ремонты через 12000 и 25000 ч.
Для реализации системы техобслуживания и ремонта в конструкции ГПА следует предусмотреть возможность осмотра сборочных единиц и деталей без вскрытия других элементов, имеющих более длительный межремонтный период.
Конструкция ГПА должна отвечать целому ряду требований, соответствующих действующим стандартам и нормам: взрывобе-зопасности, взрывопредупреждения и взрывозащиты; пожарной безопасности; к вибрации, шумовым показателям и тепловыделениям на рабочих местах и в окружающей среде; к температуре, влажности и подвижности воздуха рабочей зоны в зданиях для ГПА
Высоту дымовой трубы ГТУ выбирают из расчета рассеивания токсичных веществ, содержащихся в отработавших газах, до предельно допустимых концентраций в приземном слое в соответствии с санитарными нормами (концентрация окислов азота в выхлопных газах ГТУ обычно не превышает 200 мг/м3).
Агрегат ГТК-10
Основные конструктивные особенности газотурбинных ГПА могут быть рассмотрены на примере наиболее распространенного на компрессорных станциях агрегата ГТК-10. Конструкция газотурбинной установки включает в себя турбоблок, камеру сгорания и регенератор, объединенные между собой трубопроводами газовоздушного тракта.
Блок турбогруппы включает в себя осевой компрессор, газовые турбины высокого и низкого давления, выполненные в одном корпусе, пусковой турбодетандер, валоповоротное устройство, элементы маслосистемы и системы регулирования, внешние тру
197
7-2 - 164
бопроводы системы охлаждения и др. Эти элементы ГТУ монтируют на общей фундаментной раме, одновременно являющейся маслобаком, и поставляют единым монтажным блоком. Вся турбогруппа закрыта декоративным кожухом, из-под которого нагретый воздух с помощью специального вентилятора выбрасывается в атмосферу. 1
Чугунный корпус компрессора выполнен из трех частей, соединенных вертикальными фланцами: всасывающего и нагнетательного патрубков и средней части (обоймы). Корпус имеет общий горизонтальный разъем и лапы, с помощью которых его устанавливают на фундаментную раму-маслобак; с корпусом турбины соединяется через корпус среднего подшипника и два сегмента. Проточная часть компрессора образована ступенями рабочих и направляющих лопаток. Статор компрессора имеет 12 ступеней: первая — входной направляющий аппарат, десять ступеней промежуточного направляющего аппарата, последняя ступень — спрямляющий аппарат. Ротор компрессора имеет 10 ступеней лопаток, установленных на бочкообразной части ротора турбокомпрессора. Для выпуска части воздуха после четвертой ступени во время запуска агрегата на корпусе компрессора установлены автоматические сбросные клапаны. Корпус турбины состоит из четырех частей, соединенных вертикальными фланцами: передней части корпуса, диффузора и двух выхлопных патрубков (правого и левого). Передняя часть корпуса и диффузор снабжены горизонтальным фланцевым разъемом. Передняя часть корпуса выполнена двухстенной с наружным литым корпусом и внутренней вставкой из листовой жаропрочной стали. Эта вставка образует проточную часть турбины от входного патрубка до лопаток; зазор между внутренним и наружным корпусом заполнен тепловой изоляцией. Для обеспечения свободы теплового расширения вставка подвешена на лапках к передней части корпуса в плоскости горизонтального разъема. Нижняя половина передней части корпуса имеет входной патрубок, в котором для жесткости установлена охлаждаемая воздухом стяжка. Диффузор выполнен сварным из листа и имеет наружную тепловую изоляцию. Корпус турбины опирается на фундаментную раму при помощи шести лап на переднем корпусе, диффузоре и выхлопных патрубках. В корпусе турбины в специальных проточках установлены обойма направляющих лопаток, диафрагма с передним уплотнением, уплотнение крылатки
198
и заднее уплотнение турбины.
Обойма с направляющими лопатками установлена в кольцевую проточку корпуса, которая одновременно является каналом для подвода воздуха на охлаждение обоймы. Для предотвращения тепловых деформаций обойма выполнена без горизонтального разъема, но имеет небольшую съемную часть над ротором турбокомпрессора для удобства разборки. В обойму установлены два ряда направляющих лопаток. Лопатки первого ряда имеют Т-об-разный хвост и набраны в 12 сегментах по четыре лопатки. Лопатки второго ряда размещены между двух бандажей и вместе с бандажом представляют собой единую сварную конструкцию, которая является одновременно промежуточной вставкой между ТВД и ТНД В передней части корпуса турбины со стороны диска ТВД установлена диафрагма с уплотнением, состоящая из двух половин, соединенных по горизонтальному разъему шпильками. За диафрагмой в корпусе турбины установлено уплотнение крылатки, выполненной на валу и являющейся дополнительным воздушным затвором. Между диафрагмой и уплотнением имеется канал, из которого по трубам воздух и его протечки через уплотнения удаляются за пределы машинного зала.
В диффузоре установлено уплотнение силовой турбины, которое предотвращает протечки продуктов сгорания между корпусами турбины и подшипника силового ротора. В переднем блоке турбогруппы размещены опорно-упорный подшипник ротора турбокомпрессора, главный масляный насос, валоповоротное устройство, турбодетандер и элементы маслосистемы и системы регулирования. Нижняя часть корпуса переднего блока отлита заодно со всасывающим патрубком корпуса компрессора. Главный масляный насос центробежного типа установлен на роторе турбокомпрессора в блоке переднего подшипника и служит для обеспечения смазки агрегата и работы системы регулирования.
Валоповоротное устройство установлено на крышке подшипника переднего блока и предназначено для медленного проворачивания (с частотой вращения 12 об/мин) ротора турбокомпрессора. Валоповоротное устройство представляет собой двухступенчатый редуктор с приводом от электродвигателя переменного тока.
Турбодетандер предназначен для запуска агрегата, т. е. для раскручивания ротора турбокомпрессора до частоты вращения, соответствующей точке "самоходности" ГТУ. Турбодетандер пред
199
ставляет собой двухступенчатую парциальную расширительную турбину, рабочим телом которой является природный газ из пускового коллектора с давлением 1,47 МПа.
Ротор турбокомпрессора выполнен составным из барабана, пробки и диска. Пробка запрессована в расточку барабана со стороны входа воздуха в компрессор и зафиксирована четырьмя радиальными штифтами. Диск турбины насажен на другой конец вала. Для обеспечения надежности соединения с валом применена втулка, устанавливаемая в отверстие бочки и имеющая выступ, на который насажен диск. На бочке ротора имеется 10 канавок зубчатого профиля для установки рабочих лопаток компрессора. На ободе диска выполнены пазы елочной формы для установки рабочих лопаток турбины высокого давления. Ротор размещен в двух подшипниках скольжения — опорном и опорно-упорном.
Ротор силовой турбины также выполнен составным из вала с насаженным на него диском. Утолщение в центральной части вала служит противовесом консольного диска. Ротор размещен в двух подшипниках скольжения — опорном и опорно-упорном. Заодно целое с валом изготовлено колесо центробежного насоса-импеллера, напор которого служит импульсом регулятору скорости в системе регулирования ГТУ. Для передачи крутящего момента от ротора силовой турбины к ротору нагнетателя служит зубчатая муфта, состоящая из двух зубчатых втулок, промежуточного вала и двух обойм. Промежуточный вал между подшипниками силового ротора и подшипника нагнетателя закрыт кожухом.
Фундаментная рама является основанием для турбоблока и одновременно резервуаром (маслобаком) для масляной системы ГПА. Турбину и компрессор устанавливают при помощи лап на стойках рамы-маслобака. Раму прикрепляют к фундаменту специальными стяжками через сквозные отверстия в площадках рамы. Раму выставляют на фундаменте при помощи клиновых прокладок, устанавливаемых между опорными поверхностями низа рамы и металлическими площадками, выполненными на фундаменте.
Внутренняя полость рамы, служащая масляным баком, разделена перегородками на отсеки грязного и чистого масла, между которыми установлены три сдвоенных сетчатых фильтра. Масло, сливаемое из подшипников и системы регулирования, попадает в грязный отсек, в котором на пути масла установлены две возду
200
хоотделительные камеры. Из чистого отсека масло, прошедшее через фильтры, забирается насосами. Чтобы предотвратить попадание масляных паров в машинный зал, их отсасывает воздушный эжектор из рамы-маслобака и всех картеров подшипников в общий коллектор и гидрозатвор, где масло конденсируется и возвращается в раму-маслобак.
Выносная камера сгорания ГТК-10 (рис. 3.6) состоит из следующих основных элементов: корпуса камеры с крышкой, горелочного устройства, фронтового устройства, вихревого смесителя.
Корпус камеры и крышка воспринимают внутреннее давление и имеют два патрубка с фланцами для подвода воздуха от трубопроводов после регенератора. На торцах корпуса выполнены фланцы для крепления крышки и соединения камеры с переходным патрубком для подачи продуктов сгорания к турбине. На крышке закреплены горелки и кольцевой коллектор топливного газа с двумя патрубками. Горелочное устройство состоит из шести основных горелок, одной дежурной и двух воспламенителей. Дежурная горелка размещена в центре крышки, объединена с воспламенителями и через дроссельные шайбы обеспечивает постоянный расход части топливного газа мимо регулирующего клапана.
Основная горелка состоит из головной части, топливоподающей трубы и фланца для крепления горелки. Воспламенитель выполнен в виде трубы, разделенной диаметральной перегородкой на две полости, в одной из которых размещена газоподводящая трубка, а в другой — электроды свечи зажигания. Фронтовое устройство предназначено для подачи первичного воздуха в зону горения, смешения его с топливным газом и стабилизации факела на всех режимах работы. Фронтовое устройство состоит из семи малых лопаточных венцов (шести по окружности и одного в центре) и одного большого лопаточного венца, расположенного вокруг малых. Вихревой смеситель предназначен для смешения продуктов сгорания с вторичным воздухом и получения равномерного поля температур на выходе камеры сгорания. Он состоит из шести изогнутых лопастей, направляющих наружные слои воздуха к центру камеры и, следовательно, перемешивающих вторичный воздух с продуктами сгорания.
Регенератор (воздухоподогреватель) ГТУ предназначен для подогрева воздуха, поступающего в камеру сгорания, продуктами
201
7-3 - 164
xXVeog 1
xaVeoq .
Рис. 3.6. Камера сгорания газотурбинной установки типа ГТК-10:
1 — воспламенитель дежурной горелки; 2 — основная горелка, 3 — крышка; 4 — фронтовое устройство;
5 — огневая часть; б — корпус; 7 — вихревой смеситель
202
сгорания после турбины. Для агрегата ГТК-10 он выполнен в виде двух параллельно включенных секций общей поверхностью 2880 м2.
Конструкция регенератора пластинчатая, схема включения противоточная. Каждую секцию (рис. 3.7) изготавливают из шести пакетов, собранных из штампованных листовых элементов 1 толщиной 1 мм. На поверхности каждого листа имеются выштамповки продолговатой обтекаемой формы. Элемент сваривают по кромкам контактной сваркой, образуя внутренний воздушный
Рис. 3.7. Секция регенератора газотурбинной установки типа ГТК-10: а — листы и сборка пакета; б — форма каналов; в — корпус регенератора: 1 — пакеты элементов; 2—направляющие листы; 3 — полуовальная крышка-коллектор; 4 — опорная плита; 5 — ребро жесткости; 6 — каналы основной поверхности; 7 — вход воздуха; 8 — выход воздуха; 9 — вход газов; 10 — выход газов; 11 — волнистые каналы на участках входа и выхода воздуха; 12 — каналы на участках выхода и входа газов
203
канал. Элементы соединяют в пакеты по входному и выходному участкам аргоно-дуговой сваркой, при этом образуются каналы двухугольной формы для прохода продуктов сгорания.
Специальные гребенки, изготовленные из листовой стали, вваривают в местах входа и выхода воздуха по конфигурации образующейся зубчатой линии. С боковых и торцевых сторон пакета устанавливают утолщенные листы.
Пакеты в секции расположены двумя параллельными группами по три в каждой и соединены между собой полукруглыми крышками. Между этими группами образуется коллектор, из которого воздух распределяется по пакетам. С боковых и торцевых сторон секции приваривают полуовальные крышки 3, которые служат сборными воздушными коллекторами. К крышкам приваривают ребра 5, которые придают конструкции большую жесткость, а также плиты 4 с ребрами, предназначенные для опоры и транспортировки секции.
Для входа и выхода воздуха имеются круглые патрубки с фланцами, для продуктов сгорания — прямоугольные фланцевые соединения. Секции устанавливают вертикально на четырех лапах. Для сокращения тепловых потерь и защиты от атмосферных осадков секции покрывают теплоизоляцией и металлической листовой обшивкой.
Основные элементы газотурбинной установки ГТК-10 объединены трубопроводами газовоздушного тракта. Всасывающий трубопровод от комплексного воздухозаборного устройства к осевому компрессору выполнен диаметром 1700 мм с переходом на входной патрубок компрессора 1950 х 1250 мм, имеет резиновые компенсаторы и противошумовую изоляцию. По два трубопровода от компрессора к регенератору и от регенератора к камере сгорания диаметром 800 мм снабжены теплоизоляцией и металлической обшивкой и выполнены с линзовыми компенсаторами. Переходной патрубок (внутренний диаметр 1200 мм) от камеры сгорания к турбине имеет внутреннюю и наружную стенки с тепловой изоляцией между ними. Два трубопровода выхлопных продуктов сгорания между турбиной и секциями регенератора имеют переменное сечение (в основном трубы диаметром 1600 мм), снабжены гибкими термостойкими компенсаторами, покрыты тепловой изоляцией и наружной металлической обшивкой. Выпуск продуктов сгорания в атмосферу осуществляют через выходные пат
204
рубки двух секций регенераторов в две дымовые трубы диаметром 2200 — 500 мм и высотой 20 — 22 м. При необходимости на этом участке тракта устанавливают утилизационные теплообменники.
Конструкция комплексного воздухозаборного устройства зависит от климатических условий места расположения компрессорной станции и может включать в себя следующие элементы:
блок воздухоприемный для забора атмосферного воздуха, выравнивания подя скоростей по сечению и создания герметичности при остановке агрегата;
блок инерционных пылеуловителей для очистки воздуха от крупно- и среднедисперсной пыли;
блок воздушных фильтров для очистки от средне- и мелкодисперсной пыли;
блок подогрева для повышения температуры воздуха с целью борьбы с хладноломкостью и обледенением;
блок шумоглушения.
Система воздухоочистки необходима для обеспечения компрессора ГТУ воздухом при остаточной среднегодовой запыленности не более 0,3 мг/м3 (в этом воздухе концентрация пыли с размерами частиц более 20 мкм не должна превышать 0,03 мг/м3). Входной тракт ГТУ снабжают системой для периодической очистки (промывки) проточной части компрессора.
Противообледенительная система ГТК-10 построена на принципе отбора горячего воздуха после регенератора и подачи его во всасывающий трубопровод через специальный смеситель. Система включается при температуре атмосферного воздуха ниже + 7 °C и обеспечивает подогрев воздуха на входе осевого компрессора на 10— 12 °C
Центробежные нагнетатели 520-12-1, 370-18-1, 370-16-1, используемые совместно с приводом ГТК-10, имеют в значительной степени унифицированную конструкцию и выполнены как одноступенчатые центробежные машины с одним вертикальным разъемом, консольно расположенным рабочим колесом и с тангенциальным соосным входом и выходом газа. Ротор нагнетателя вместе с подшипниками, уплотнениями, диффузором и другими элементами образует единый сборочный узел, называемый гильзой. Этот узел имеет горизонтальный разъем, что позволяет легко проверять правильность взаимного расположения деталей. При необходимости гильза в сборе может быть заменена запасной, что
205
7-4- 164
позволяет осуществлять агрегатно-узловой метод ремонта. Предусмотрена возможность ремонта и замены вкладышей и уплотнений без вскрытия газовой полости. Конструкция нагнетателя типа 370-18 представлена на рис. 3.8.
Нагнетатели типа 235, также имеющие в качестве привода ГТК-10, выполнены двухступенчатыми с двухопорным ротором и обеспечивают полный напор КС при параллельной схеме работы (рис. 3.9).
Масляная система ГПА принудительная циркуляционная, обеспечивает смазку подшипников, уплотнение нагнетателя и работу системы регулирования. В зависимости от модификации агрегата ГТК-10 и года выпуска имеются системы маслоснабжения с воздушным (масло — воздух) и водяным охлаждением масла (масло — вода) и другими отличиями схемных решений.
Во время работы агрегата масло поступает в систему от главного масляного насоса (рис. 3.10) с подачей 2,39 м3/мин при давлении 1,18 МПа (привод от ротора турбокомпрессора). Устойчивость работы насоса обеспечивается инжектором 15, создающим подпор во всасывающем патрубке насоса и установленным на раме-маслобаке 13. Масло после главного масляного насоса проходит через сдвоенный обратный клапан 2 и разделяется на три потока: к маслоохладителю 4 через регулятор "после себя" 3; к соплу инжектора 15 и в систему регулирования (силовое масло); в систему регулирования ("масло постоянного давления") через регулятор давления "после себя". Регуляторы давления поддерживают постоянное давление около 0,59 МПа. В случае превышения давления масла перед маслоохладителем часть масла выходит через предохранительный клапан в раму-маслобак.
Масло после маслоохладителя с температурой не более 55 °C разделяется на три потока: к винтовым насосам 6 (один рабочий, другой резервный) через фильтр тонкой очистки; на смазку подшипников ГТУ 7 через дроссельный клапан 5, снижающий давление до 0,098 МПа, и обратный клапан; на смазку опорно-упорного подшипника нагнетателя 10 через обратный клапан. Масло поступает к вкладышам подшипников ГТУ через регулируемые дроссели, с помощью которых устанавливается необходимый расход масла при давлении 0,059 МПа.
Во время пуска и остановки агрегата работает центробежный пусковой насос 14 с электроприводом переменного напряжения, 206
Рис. 3.8. Нагнетатель НЗЛ типа 370-18:
1 корпус; 2 крышка; 3 — лопаточный диффузор; 4 — рабочее колесо; 5 — гильза; 6 — зубчатая муфта;
7 — клиновые прокладки; 8 — анкерные болты
207
Рис. 3.9. Центробежный нагнетатель типа 235:
1 — ротор; 2 — подшипники; 3—торцевые уплотнения; 4 — лабиринтные уплотнения; 5 — диффузор; б— обратный направляющий аппарат
208
Рис. 3.10. Принципиальная схема масляной системы ГПА ПК-10:
/ — главный масляный насос; 2 — сдвоенный обратный клапан; 3 — регулятор давления "после себя"; 4—маслоохладитель; 5—дроссель; 6—винтовые маслонасосы; 7 — 1 ’ГУ; 8 — регулятор перепада давлений "масло — газ"; 9 — аккумулятор масла; 10—нагнетатель; 11—поплавковая камера; 12—гидрозатвор; 13—маслобак; 14— пусковой маслонасос; 15 — инжектор главного насоса; 16—резервный маслонасос; 17—система регулирования
обеспечивающий подачу масла 2 м3/мин в систему через сдвоенный обратный клапан при давлении 0,49 МПа. В случае аварийного снижения давления масла или при отсутствии во время остановки напряжения переменного тока автоматически включается резервный шестеренный насос 16 с электродвигателем постоянного тока.
Винтовые насосы 6 подают масло высокого давления через фильтр тонкой очистки и обратный клапан на торцевое уплотнение и опорный подшипник нагнетателя 10, часть масла до обратного клапана выходит в сливную линию и далее в раму-маслобак через регулятор перепада 8, который поддерживает заданное превышение давления масла над газом. Перепад давления "масло — газ" контролируется дифференциальным манометром и реле перепада. Одновременно масло высокого давления заполняет аккумулятор масла 9, обеспечивающий резервное маслоснабжение опорно
209
го подшипника и уплотнения при отказе обоих насосов уплотнения. После опорного подшипника масло сливается в корпус подшипника и затем в гидрозатвор 12. Другая часть масла проходит через торцевое уплотнение и сливается в поплавковую камеру 11, загазованное масло из поплавковой камеры поступает в гидрозатвор, в котором осуществляется дегазация масла.
На сливных линиях из подшипников ГТУ и нагнетателя установлены смотровые стекла.
Д ля запуска агрегата из холодного состояния предусматривают устройство для подогрева масла в раме-маслобаке (электрического типа или через водяной теплообменник из системы теплоснабжения).
Агрегат ПН-6
Агрегат ГТН-6 представляет собой модернизированный вариант ГТ-6-750, имеющий следующие основные отличия. Агрегат выполнен блочным для бесподвальной установки на нулевой отметке, ГТУ и нагнетатель поставляют размещенными на общей раме (рис. 3.11).
Применена кольцевая камера сгорания, что потребовало соответствующего изменения корпуса турбогруппы. Система охлаждения масла — воздушная. Все элементы маслоснабжения (кроме маслоохладителей) и регулирования размещены на турбоблоке. Маслосистемы 1 ГУ и нагнетателя объединены.
Изменена конструкция муфты и промежуточного вала, что позволило осуществлять взаимную компенсацию осевых усилий нагнетателя и ТНД при одном упорном подшипнике.
Усовершенствована конструкция уплотнения нагнетателя.
Модернизированы система уплотнения среднего подшипника турбогруппы, элементы системы регулирования и некоторые другие узлы агрегата.
Центробежный нагнетатель Н-300-1,23 (рис. 3.12.) представляет собой одноступенчатую компрессорную машину со вспомогательным оборудованием (системой смазки, системой уплотнения и маслобаком). Входные и выходные патрубки расположены тангенциально. Корпус нагнетателя литой стальной с вертикальным разъемом и торцевой крышкой, соединяемой с ним шпильками. Статорные элементы проточной части состоят из входного устрой-
210
Рис. 3.11. Блочная ГТУ ГТН-6 ТМЗ:
1 — рама-маслобак, общая для ГТД и нагнетателя; 2 — пусковой турбодетандер; 3 — ротор турбокомпрессора
4 — кольцевая камера сгорания; 5 — выхлопной патрубок с отводом газов вбок
211
Рис. 3.12. Продольный разрез центробежного нагнетателя типа Н-300-1,23
ства, безлопаточного диффузора и улитки. Заодно с корпусом выполнен картер подшипников, в котором размещены опорно-упорный вкладыш, разгрузочное устройство, реле осевого сдвига и зубчатая полумуфта. Ротор консольный, с одним насадным рабочим колесом. Лопатки и колесо цельнофрезерованные, покрывающий диск крепится на заклепках.
Опорно-упорный вкладыш совместно с упорным диском ротора, имеющим радиальные сверления, образуют главный масляный насос маслосистемы нагнетателя.
Уплотнение ротора — комбинированное. Первая часть уплотнения лабиринтного типа позволяет снижать давление газа до 0,98 МПа за счет его дросселирования и подачи в коллектор топ
212
ливного газа. Вторая часть — гидравлическая, втулочного типа, объединена с опорным подшипником. Уплотняющее масло подводится в камеру опорного вкладыша при давлении около 1,18 МПа.
Масло, сливающееся из опорного подшипника в сторону колеса, попадает в поплавковую камеру, из которой через два поплавковых клапана направляется в газоотделитель и далее в маслобак нагнетателя. Подача масла на опорный вкладыш резервируется аккумулятором масла, установленным на корпусе нагнетателя.
В масляном баке нагнетателя вместимостью 3,5 м3 размещены газоотделитель, инжектор, пусковой и аварийный насосы и другие устройства.
На базе нагнетателя Н-300-1,23 для дожимных КС был разработан нагнетатель Н-6-41. В связи с созданием моноблочного ГПА ГТН-6 на ТМЗ была выпущена серия линейных и дожимных нагнетателей типа Н-6 на давление 7,5; 5,5; 4 и 2,76. Нагнетатели имеют как общую раму, так и маслосистему с приводной ГТУ.
Агрегат ГПА-Ц-6,3
Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-6,3 является первым отечественным агрегатом, выполненным с приводом на базе авиадвигателя, что позволило существенно повысить его блочно-комплект-ность. Используется в контейнерном исполнении. Агрегат включает в себя следующие поставочные блоки, соединяемые на месте эксплуатации: блок турбоагрегата, всасывающую камеру с контейнером автоматики, воздухоочистительное устройство с шумоглушителем, выхлопное устройство с шумоглушителем, блок маслоохладителей.
Блок турбоагрегата, который собирают полностью на заводе-изготовителе, состоит из следующих частей: нагнетателя, двигателя, выхлопного устройства, контейнера (укрытия), фундаментной плиты. Контейнер турбоагрегата включает в себя три стыкуемые части: контейнер двигателя, контейнер нагнетателя и среднюю часть. Конструкция контейнера обеспечивает возможность замены двигателя в процессе эксплуатации для осуществления его заводского ремонта. С контейнером турбоагрегата стыкуют всасывающую камеру с контейнером автоматики.
Блок воздухоочистительного устройства выполнен в виде вертикальной шахты, монтируемой над всасывающей камерой,
213
и включает в себя шумоглушитель и блок фильтров, предназначенный для очистки воздуха, поступающего в двигатель.
Блок выхлопного устройства состоит из выхлопного патрубка, смесительной камеры, диффузора и шумоглушителя и служит для выброса выхлопных продуктов сгорания двигателя, эжекции воздуха для вентиляции контейнера и глушения шума.
Блок маслоохладителя, который размещают над средней частью контейнера, состоит из трубчатых аппаратов воздушного охлаждения: двух — для охлаждения масла двигателя, двух — для охлаждения масла системы смазки нагнетателя и одного — для охлаждения масла системы уплотнения нагнетателя.
Двигатель НК-12СТ выполнен на базе авиационного турбовинтового двигателя и состоит из следующих элементов: передней опоры, осевого компрессора, камеры сгорания, турбины, электрооборудования, системы смазки, системы регулирования и управления, стартера (турбодетандера). Передняя опора двигателя воспринимает нагрузки корпуса и ротора и содержит передний роликоподшипник и центральный привод, 14-ступенчатый осевой компрессор состоит из входного поворотного направляющего аппарата, корпуса и ротора. Для обеспечения пусковых и переходных режимов над 5, 6, 8 и 9-й ступенями имеются воздухосборники, через клапаны которых осуществляется автоматический перепуск воздуха.
Камера сгорания — прямоточная, встроенная, блочная с 12 жаровыми трубами, крепится в узле картера турбины, в котором также размещены передний подшипник турбины и задний подшипник компрессора.
Турбина высокого давления (турбина компрессора) — осевая трехступенчатая, ее ротор вращается в двух роликовых подшипниках.
Турбина низкого давления (свободная турбина) — осевая одноступенчатая, ее консольный ротор вращается в двух подшипниках качения (один — роликовый, другой — сдвоенный шариковый).
Нагнетатель типа Н-196 Сумского машиностроительного производственного объединения (МПО) им. М. В. Фрунзе представляет собой двухступенчатую центробежную машину с горизонтальным разъемом литого корпуса. Нагнетатели производительностью 10,7 млн. м3/сут выпускают на рабочее давление 5,5 и 7,45 МПа.
Ротор нагнетателя имеет два рабочих колеса диаметром
214
545 мм, основной и покрывающий диски которых соединены сваркой. Лопатки рабочих колес выфрезерованы в основном диске. Ротор вращается в двух опорных подшипниках скольжения и имеет упорный подшипник и разгрузочный поршень. Гидравлические уплотнения обоих концов вала — втулочного типа.
Масляная система агрегата состоит из систем смазки и уплотнения нагнетателя. Система смазки — принудительная, циркуляционная. С помощью основного шестеренного маслонасоса с приводом от ротора нагнетателя через фильтры масло ТП-22 забирают из маслобака вместимостью 0,8 м3 и подают через блок маслоохладителей в напорный коллектор. Основной насос дублируют пусковым электронасосом.
Масло поступает в систему смазки двигателя из коллектора смазки нагнетателя. Подшипники двигателя смазывают с помощью насосов, установленных на двигателе. Масляная система двигателя работает по короткозамкнутой схеме, в которой откачивающие насосы подают масло через центрифугу и маслоохладители на вход в нагнетающий насос, минуя маслобак. В маслосистему двигателя входят: масляный агрегат с нагнетающим, подкачивающим и откачивающим насосами и центрифугой; нагнетающий и откачивающий насосы картера турбины; откачивающий насос промежуточной опоры турбины; нагнетающий насос агрегатов регулирования; нагнетающий и откачивающий насосы свободной турбины; масляный фильтр.
В системе уплотнения нагнетателя имеются: подкачивающий насос, подающий масло из бака через маслоохладитель в маслонасос высокого давления (оба насоса размещены в корпусе двигателя с приводом от ротора ТВД); блок фильтров тонкой очистки; гидроаккумулятор; регулятор перепада давления "масло —газ”; масло-отводчик; дополнительный фильтр; пусковой винтовой электронасос.
Стартер ВС-12 представляет собой центростремительную турбину (турбодетандер) мощностью 210 кВт, работающую на природном газе давлением 0,4 — 0,6 МПа.
Агрегат ГПА-10
Судовые ГТД обычно представляют собой авиационные двигатели, конвертированные для работы на корабле, или силовые уста-
215
новки, специально разработанные для нужд флота. От авиационных ГТД они отличаются большим ресурсом, меньшей быстроходностью, большей массой, приспособленностью конструкции для частичной разборки или замены модулей в условиях машинного отделения корабля.
Газоперекачивающий агрегат ГПА-10 состоит из газотурбинного двигателя ДР59Л судового типа, установленного на раме, и нагнетателя 370-18-1 (или 235), закрепленного на раме-маслобаке.
На раме двигателя также установлены: газоотвод для направления выхлопных продуктов сгорания в газоотводящую шахту, блок агрегатов с приводом от ротора компрессора низкого давления через рессору (промежуточный валик) и муфту, блок радиаторов системы охлаждения масла, кожух двигателя, коммуникации и электрооборудование двигателя.
Газотурбинный двигатель выполнен по схеме простого открытого цикла без регенерации тепла выхлопных продуктов сгорания и состоит из осевых компрессоров низкого и высокого давления, трубчато-кольцевой камеры сгорания, турбин высокого и низкого давления и силовой турбины.
Компрессор низкого давления (КНД) и приводящая его во вращение турбина низкого давления (ТНД) образуют каскад низкого давления, компрессор высокого давления (КВД) и приводящая его во вращение турбина высокого давления (ТВД) образуют каскад высокого давления. Каскады кинематически не связаны между собой и вращаются с различной частотой.
Семиступенчатый компрессор низкого давления включает в себя входное устройство, передний корпус, корпус и ротор.
Передний корпус КНД предназначен для размещения передней опоры ротора, входного направляющего аппарата, установки цапф крепления двигателя на пластинчатых опорах, десяти форсунок для промывки проточной части.
Ротор КНД барабанно-дисковой конструкции состоит из семи дисков с лопатками, двух цапф — передней и задней, лабиринтных втулок и трубы, предназначенной для изоляции внутренней полости ротора от возможности попадания масла. Соединение ротора КНД с ротором ТНД осуществляется при помощи внутреннего вала.
Компрессор высокого давления девятиступенчатый и включает в себя переходник для подвода воздуха от КНД, корпус с на-216
правляющими аппаратами, ротор и задний корпус. Ротор барабанно-дисковой конструкции состоит из девяти дисков с лопатками, передней и задней цапф и трубы. Задний корпус имеет кольцевой диффузор перед камерой сгорания и служит для размещения задней опоры ротора.
Камера сгорания прямоточная, трубчато-кольцевого типа, состоит из следующих узлов: кожуха с горизонтальным разъемом, десяти жаровых труб с пламя-перебрасывающими трубками, диффузора и кожуха вала турбины. Топливный газ подводится через коллектор и десять рабочих форсунок.
Все турбины — осевые, реактивного типа, двухступенчатые. Сопловой аппарат 1-й ступени ТВД выполнен охлаждаемым.
Блок агрегатов состоит из выносной коробки приводов, рамы маслобака и установленных на них следующих агрегатов: пусковой турбины (турбодетандера), работающей на природном газе; масляного насоса системы смазки двигателя; масляных насосов системы смазки нагнетателя и системы уплотнения нагнетателя; циркуляционного насоса системы охлаждения масла; центрифуг для сепарирования масла в системе суфлирования; датчика тахометра и датчиков маслосистемы.
Система охлаждения масла двухконтурная: "масло —вода (антифриз) — воздух"; 42 секции теплообменника (радиатора) установлены во входном тракте ГТУ. Теплообменные поверхности секций выполнены из латунных трубок плоско-овального сечения с оребрением.
Агрегатная система топливопитания и регулирования состоит из блока топливных агрегатов и крана пускового газа.
Циркуляционная система смазки ГПА состоит из двух автономных систем: двигателя и нагнетателя.
В системе смазки двигателя применяется масло для судовых газовых турбин по ГОСТ 10289 — 62. Система состоит из навесного масляного насоса, фильтра, пускового электронасоса, трех центрифуг, маслоохладителя, расходного масляного бака, нагнетающих и сливных трубопроводов.
В системе смазки нагнетателя применяют масло ТП-22. Основные элементы системы: масляный бак, центробежный насос, пусковой центробежный насос, сдвоенный обратный клапан, инжектор, маслоохладитель, фильтры, винтовой насос высокого давления, электронасос высокого давления, резервный электрона
217
сос постоянного тока, регулирующие и защитные устройства, трубопроводы. Агрегатная система электрооборудования состоит из станции управления ГПА, силового блока, блока питания, ящика автоматов, датчиков. Для работы ГПА должно быть обеспечено следующее электропитание: напряжением 24 В постоянного тока (1 кВт); напряжением 380 В, 50 Гц переменного тока (100 кВт); напряжением 220 В, 50 Гц (0,25 кВт); напряжением 220 В постоянного тока (0,4 кВт).
Конструкции нагнетателей природного газа типа 370 и 235, входящие в состав ГПА-10, аналогичны конструкциям нагнетателей, применяемых с агрегатом ГТК-10.
Агрегат ГТН-16
Конструкция агрегата ГТН-16 является дальнейшим развитием конструкций ГТ-6-750 и ГТН-6, направленным на улучшение рабочих параметров и технико-экономических показателей (удельной мощности, экономичности, блочности и бесподвальной установки), а также на широкую унификацию с указанными типоразмерами.
ГТУ и нагнетатель с элементами САР и САУ выполнены на единой раме-маслобаке и образуют транспортабельный блок высокой заводской готовности массой 76 т.
Газотурбинная установка изготовлена по схеме простого открытого цикла, без регенерации тепла, с независимым вращением роторов высокого и низкого давления в бесподвальном исполнении (рис. 3.13). Осевой компрессор приводится во вращение двухступенчатой турбиной высокого давления, нагнетатель газа — одноступенчатой турбиной низкого давления.
Первые четыре ряда направляющих лопаток компрессора выполнены поворотными, регулируемыми, что обеспечивает устойчивость его работы на пусковых и переменных режимах. Компрессор имеет осевой вход воздушного потока, передний подшипник размещен внутри входного патрубка. Пусковой турбодетандер расположен сбоку патрубка и соединен с ротором компрессора зубчатой передачей.
Камера сгорания — кольцевая с 20 горелками и выносным топливным коллектором. Турбина высокого давления — осевая двухступенчатая с охлаждаемым сопловым аппаратом первой ступени.
218
10 и
S8S10
Рис. 3.13. Блочная ГТУ ГТН-16 ТМЗ:
1 — рама-маслобак; 2 — пусковой турбодетандер; 3 — комбинированный ротор компрессора; 4 — поворотные направляющие лопатки компрессора; 5 — рычаг привода к поворотным направляющим лопаткам; 6 — противо-помпажный клапан; 7 — кольцевая камера сгорания; 8 — подвод охлаждающего воздуха к корпусу среднего подшипника; 9 — ротор компрессора, 10 — ротор свободной турбины; И — выхлопной патрубок с отводом газов вбок
219
В конструкции турбоблока (рама-маслобак, средний подшипник, компоновка кольцевой камеры сгорания, система охлаждения роторов и статора и др.) учтен опыт конструирования агрегата ГТН-6. Унифицированы схемы и конструкции и для большей части вспомогательных систем (масляной системы смазки и охлаждения масла, системы управления нагнетателя, системы регулирования, электрооборудования и др.).
Нагнетатель Н-16 имеет три модификации на ступени сжатия: 1,45; 1,37; 1,25, широко (более 80 %) унифицированные по конструктивному исполнению. Нагнетатели — одноступенчатые, центробежные с боковым соосным подводом и отводом газа. Стальной литой корпус имеет торцевую крышку с быстроразъемной конструкцией ее крепления в корпусе.
Консольный ротор опирается на два подшипника (один из них — опорно-упорный) и соединен с ротором турбины с помощью промвала и мембранных муфт, допускающих передачу осевого усилия и наличие некоторой расцентровки роторов. Упорный подшипник — общий для нагнетателя и ТНД.
Система маслоснабжения, объединенная для 1 ГУ и нагнетателя, обеспечивает смазку подшипников, работу системы регулирования и гидравлическое уплотнение ротора нагнетателя. Охлаждение масла — воздушное без промежуточного теплоносителя.
Для повышения надежности в тяжелых климатических условиях применен ряд следующих технических решений. Агрегат устанавливают в легкосборном индивидуальном здании. Различными комбинациями элементов воздухозаборного устройства (воздухоприемные клапаны, защитный козырек, две ступени фильтров, противообледенительная система, шумоглушение) предусматривают возможность работы в различных климатических и погодных условиях. Противообледенительная система состоит из двух независимых контуров: обогрева входного направляющего аппарата (обогрев высоконапорным воздухом, отбираемым за компрессором), включаемого автоматически, и обогрева воздухозаборного устройства (подогрев с помощью эжекторной системы с использованием низконапорного воздуха и продуктов сгорания). Автономность ГПА по электроснабжению обеспечивается приводом всех рабочих насосов от его валов (при работе под нагрузкой электроэнергия требуется для привода вентиляторов маслоохладителей и САУ); при кратковременном отключении электроэнер
220
гии маслоохладители переключаются для работы на просос в осевой компрессор, а питание САУ осуществляется от сети постоянного тока через статический преобразователь. При остановке ГПА масло полностью сливается из воздушных маслоохладителей в маслобак, что облегчает последующий запуск в зимних условиях.
Ремонтопригодность и обслуживаемость агрегата ГТН-16 обеспечиваются следующими конструктивными особенностями:
простотой разборки и достаточно небольшой массой узлов, снимаемых при ремонте (наиболее тяжелый узел — ротор газогенератора в сборе — 5,3 т);
возможностью ремонта подшипников без вскрытия всего агрегата и выемки роторов;
возможностью индивидуальной замены рабочих и направляющих лопаток турбины и ступеней А, Б и В компрессора;
секционированием кольцевой камеры сгорания;
взаимозаменяемостью узлов и деталей с целью применения агрегатно-узлового метода ремонта;
отсутствием силового крепежа на крышке нагнетателя и кон-сольностью ротора;
возможностью осмотра проточных частей и камеры сгорания с помощью бороскопа в 11 сечениях.
Агрегат ГПА-Ц-16
С 1983 г. на КС начал поступать агрегат ГПА-Ц-16 мощностью 16 МВт, в котором в качестве привода используют конверсионный авиационный ГТД НК-16 СТ.
Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-16 представляет собой "второе поколение" отечественных ГПА, привод которых выполнен на базе авиадвигателя. Разработан с учетом опыта освоения ГПА-Ц-6,3 и в значительной мере унифицирован с ним. Выполнен в блочно-контейнерном исполнении и имеет следующие блоки: турбоблок с газотурбинным двигателем и нагнетателем; воздухоочистительное устройство; шумоглушитель на входе; камеру всасывания; промежуточный блок; блок вентиляции, диффузор; опору выхлопной шахты; шумоглушитель на выхлопе; блоки маслоохладителей, маслоагрегатов, автоматики, пожаротушения, фильтров топливного газа. Размеры и масса блоков позволяют транспортировать их железнодорожным, водным и специальным автомо
221
бильным транспортом.
Внедрение в отечественной практике авиационного газотурбинного привода имеет определенные технико-экономические пре имущества:
привлечение производственных мощностей авиастроения позволяет увеличить объемы поставок ГПА без существенных потребностей в новых производственных мощностях;
наличие двигателей-прототипов позволяет сократить срок создания и освоения новых типов ГПА на 2 года;
наличие запаса двигателей, отработавших летний ресурс, позволяет использовать их (после соответствующей доработки) для изготовления привода ГПА;
мощности авиастроения используются не только для производства, но и для ремонта ГПА;
ГПА авиационного типа наиболее приспособлены к требованиям индустриализации и сокращения срока строительства КС.
Газотурбинный двигатель НК-16СТ выполнен на базе авиационного турбовентиляторного двигателя по простой схеме без регенерации тепла и включает в себя компрессор, камеру сгорания и турбину.
Рама двигателя крепится к раме ГПА на восьми опорах. Осевой компрессор является модификацией серийного двухконтурного авиадвигателя и состоит из двух каскадов — четырехступенчатого компрессора низкого давления (КНД) и шестиступенчатого компрессора высокого давления (КВД). Для обеспечения устойчивой работы на пусковых и переменных режимах компрессор снабжен противосрывным рабочим кольцом с радиальными канавками на первом рабочем колесе КНД, а также регулируемыми элементами КВД: поворотными лопатками входного направляющего аппарата и клапанами перепуска воздуха. Двухопорные роторы КНД и КВД размещены на роликовых и шариковых подшипниках.
Камера сгорания двигателя — прямоточная кольцевого типа, состоит из следующих основных узлов: наружного и внутреннего корпусов, жаровой части с 32 горелками и двух воспламенителей.
Турбина газогенератора состоит из ротора турбины ВД, ротора турбины НД, статора и узла опоры. Оба каскада турбины газогенератора — одноступенчатые. Первая ступень соплового аппарата выполнена охлаждаемой с лопатками дефлекторного типа.
Выхлопное устройство турбины обеспечивает повышение
222
экономичности двигателя за счет полезного использования выходной скорости продуктов сгорания и включает в себя: затурбинный диффузор, совмещенный с опорой двигателя; осерадиальный диффузор; выхлопную улитку.
Центробежный нагнетатель, установленный в турбоблоке, выполнен двухступенчатым; корпус имеет вертикальный разъем. Двухопорный ротор с двумя рабочими колесами установлен в подшипниках скольжения и снабжен гидравлическим уплотнением втулочного типа. Масляные системы двигателя и нагнетателя разделены, но в них используется один тип масла ТП-22. Воздушное охлаждение масла непосредственное — "масло —воздух".
Система регулирования двигателя — гидромеханического типа, имеет свой масляный контур, выполненный по замкнутой схеме, со своим нагнетающим насосом и теплообменником.
Воздухоочистительное устройство — инерционного жалюзийного типа. Автоматическая противообледенительная система обеспечивает подогрев циклового воздуха ГТУ за счет подачи смеси воздуха и продуктов сгорания (эжекторная система). Агрегат снабжен системой промывки осевого компрессора, осуществляющей подачу жидких очистителей при работе ГГУ на пусковом устройстве. Автономность электроснабжения обеспечивается приводом насосов смазки и уплотнения от валов ГПА, переключением маслоохладителей для работы на вход ГГУ при временном отключении электроэнергии.
С целью обеспечения ремонтопригодности и обслуживаемости агрегата ГПА-Ц-16 предусмотрены:
модульность конструкции, что позволяет производить замену двигателя в целом и отдельно модуля газогенератора и свободной турбины для производства ремонта на заводе-изготовителе;
наличие устройств, обеспечивающих выкатку-закатку двигателя или его модулей;
конструктивные особенности нагнетателя для облегчения сборки-разборки;
наличие комплекта ЗИП и грузоподъемных устройств в отсеке нагнетателя;
возможность осмотра проточных частей компрессора, турбины, камеры сгорания и рабочего колеса 1-й ступени нагнетателя с помощью эндоскопов;
системы диагностики (вибрационная и параметрическая),
223
обеспечивающие контроль технического состояния элементов ГПА при его работе.
Агрегат ГТН-25
Агрегат ГТН-25 является блочным автоматизированным агрегатом промышленного типа для бесподвальной установки на КС. Газотурбинная установка выполнена по простому циклу, трехвальной, с прямоточным движением рабочего тела и осевым входом в компрессор. Выхлоп продуктов сгорания в зависимости от конкретных условий компоновки КС может осуществляться вверх или в сторону. Агрегат размещают в легкосборном индивидуальном здании (укрытии) с разделительной стенкой между помещениями ГТУ и нагнетателя.
Особенности конструкции (бесподвальность, блочность, заводская готовность блоков, укрупнение мощностей сопутствующего станционного оборудования и др.) улучшают строительные технико-экономические показатели КС (увеличение плотности застройки на 35 — 40 %, сокращение объема строительно-монтажных работ и трудоемкости строительства на 40 — 50 %).
Основные блоки ГПА: блок газогенератора (масса 70 т), блок силовой турбины (23 т), патрубок выхлопной (7 т), блок маслоснаб-жения с сопутствующим вспомогательным оборудованием, блоки нагнетателя (44,5 т), установка воздушного охлаждения масла, комплексное воздухозаборное устройство.
Турбокомпрессорная группа включает в себя: осевой компрессор, выполненный по двухкаскадной схеме и состоящий из двух компрессоров (низкого и высокого давления), турбины высокого и низкого давления для привода этих компрессоров, силовую турбину для привода нагнетателя, кольцевую камеру сгорания.
Два ротора компрессора последовательно расположены в общем корпусе. Роторы дискового типа со стяжками. Оба ротора лежат на трех подшипниках скольжения, один из которых опорноупорный. Вход воздуха в компрессор — осевой. Внутри обтекателя переднего подшипника расположено валоповоротное устройство. В корпусе среднего подшипника между КНД и КВД смонтированы расцепное устройство и передачи к пусковому турбодетандеру и валоповоротному устройству. На проставке между каскадами осевого компрессора установлены 10 сбросных клапанов.
224
Противообледенительная система служит для обогрева горячим воздухом после компрессора лопаток входного направляющего аппарата, ребер и конфузора входного патрубка.
Корпус опорно-упорного подшипника ротора высокого давления расположен внутри корпуса камеры сгорания, поэтому он снабжен развитой системой воздушного охлаждения с использованием воздуха за 3-й ступенью КНД.
Все турбины — одноступенчатые. Охлаждаемые сопловые лопатки ТВД выполнены литыми, полыми, объединенными пайкой в сегменты. Сопловые лопатки ТНД также полые, но без охлаждения. Силовая турбина снабжена развитым диффузором.
Камера сгорания — встроенная, прямоточная, кольцевого типа. Горелочное устройство состоит из стабилизаторов — горелок, выполненных в виде четырех концентричных колец. Наружная и внутренняя жаровая трубы выполнены составными из отдельных элементов по окружности.
Масляная система — общая для ГТУ и нагнетателя с использованием масла типа ТП-22. Система охлаждения масла — прямая воздушная. Стальные маслопроводы высокого давления (напорные) в наиболее пожароопасных местах выполнены внутри сливных маслопроводов ("труба в трубе").
Пуск агрегата осуществляется турбодетандером мощностью 300 кВт, вращающим ротор высокого давления и работающим на природном газе. Предусматривается возможность отбора сжатого воздуха от осевого компрессора до 1,7 кг/с и давлением 0,6 МПа для станционных технологических нужд. На входе компрессора предусмотрено устройство для периодической очистки (промывки) компрессора при работе агрегата под нагрузкой. Система регулирования агрегата — электропневматическая.
Нагнетатель типа 650 представляет собой полнонапорную двухступенчатую центробежную машину, предназначенную для параллельной схемы работы на КС. Вместе со вспомогательным оборудованием и первичными датчиками САУ нагнетатель смонтирован на раме и представляет собой транспортно-монтажный блок. Стальной литой корпус нагнетателя имеет один вертикальный монтажный и технологический разъемы. На крышке, соединяемой с корпусом шпильками, укреплен корпус одного из подшипников с уплотнением.
Вся ходовая часть машины, включая ротор, неподвижные эле
225
8-1 - 164
менты проточной части, уплотнения и подшипники, образует единый узел-пакет, который может быть легко заменен в условиях эксплуатации.
Двухступенчатый ротор размещают в двух подшипниках, один из которых опорно-упорный. Рабочие колеса — сварные, закрытого типа. Уплотнение — масляное, торцевого контактного типа.
Элементы вспомогательных систем и устройств нагнетателя в значительной степени унифицированы с другими конструкциями ПО "Невский завод” (например типов 520 и 235).
Автономность агрегата от внешнего электроснабжения обеспечивают приводом уплотнительного насоса от вала нагнетателя, приводом главного маслонасоса от расширительной турбины, питающейся воздухом от осевого компрессора, наличием преобразователя постоянного тока в переменный, возможностью прососа циклового воздуха через маслоохладители.
Ремонтопригодность агрегата можно обеспечить при:
модульности конструкции газогенератора, что позволяет производить замену его элементов для последующего заводского ремонта;
возможности осмотра горячих узлов без разборки с помощью оптических приборов;
установке системы параметрической и вибрационной диагностики ГТУ;
выполнении ходовой части нагнетателя в виде единого заменяемого пакета-гильзы;
оснащении агрегата комплектом специального инструмента для разборки-сборки;
наличии достаточной площади и грузоподъемных средств в индивидуальном здании для того, чтобы можно было при необходимости провести полную разборку всех узлов в пределах этого здания.
Газоперекачивающие агрегаты серии "Урал”
Газоперекачивающие агрегаты типа ГПА-12 "Урал", ГПА-16 "Урал" и их модификации (табл. 3.7) используют для оборудования действующих и вновь вводимых линейных компрессорных станций, предназначенных для транспортировки природного газа по
226
Основные технические характеристики базовых вариантов ГПА типа "Урал"
Таблица 3.7
Параметр	ГПА-12	ГПА-16
11оминальная мощность, МВт	12	16
Конечное давление транспортируемого газа, МПа	5,6; 7,6; 8,5	5,6; 7,6; 8,5
Степень повышения давления в нагнетателе	1,32; 1,44; 1,5	1,32; 1,44; 1,5
Тип газо турбинной установки	ГТУ-12П	ГТУ-16П
Эффективный КПД ГТУ, не менее	0,345	0,363
Политропный КПД нагнетателя, не менее	0,83	0,83
Расход топливного газа, кг/ч, не более	2600	3900
Мощности утилизационных теплообменников, МВт	3-13	3-13
Температурный диапазон эксплуатации, °C	-60-5- +45	— 60-5- + 45
Полный средний ресурс эксплуатации, ч, не менее	100000	100000
магистральным газопроводам.
Агрегаты имеют блочно-комплектную конструкцию с использованием унифицированных, функционально законченных блоков высокой заводской готовности, модулей, панелей и других конструктивных элементов, монтируемых на месте эксплуатации с применением универсальных грузоподъемных средств и инструмента.
Разработаны базовые варианты конструкции газоперекачивающих агрегатов в модификациях ГПА-12Р "Урал" и ГПА-16Р "Урал", предназначенных для реконструкции существующих цехов компрессорных станций с частичной заменой физически и морально устаревших блоков и агрегатов типа ГТК-10-4, ГПА-Ц-6,3, ГПА-Ц-16 и др.
В турбоблоках ГПА используют ГТУ, выполненные на основе авиационных двигателей 4-го поколения.
В составе ГПА используют нагнетатели производства АО "Невский завод" (г. Санкт-Петербург), АО "Казанский компрессорный завод" (г. Казань), АО "СМНПО им. М. В. Фрунзе" (г. Сумы).
227
С 1998 г. стала возможна комплектация нагнетателями типа НЦМИ-12 и НЦ-16 "Урал" разработки и изготовления НПО "Искра".
Разработанные пакеджи ГПА позволяют размещать в них в качестве привода любые из существующих и вновь разрабатываемых газотурбинных установок и нагнетателей с получением гаммы унифицированных агрегатов практически любой требуемой мощности и назначения с привязкой к существующим компрессорным станциям по требованию заказчика.
Агрегаты можно изготовить в двух исполнениях:
с вертикальным выхлопом, позволяющим компактно разместить агрегаты на площадках компрессорных станций;
с боковым выхлопом, что позволяет улучшить условия эксплуатации утилизационного теплообменника за счет его размещения на нулевой отметке.
Разработан агрегат мощностью 10 МВт для подземных хранилищ газа.
Ведется разработка агрегатов типа "Урал" мощностью от 3 до 25 МВт, в том числе для подземных хранилищ газа и дожимных компрессорных станций.
Система автоматического управления, контроля и диагностики выполнена на современной элементной базе и обеспечивает работу ГПА на всех режимах их эксплуатации.
В состав ГПА включена автоматическая система противопожарной защиты, содержащая устройства для обнаружения загорания и средства пожаротушения трех типов — углекислотные, аэрозольные и порошковые.
Монтаж ГПА на месте эксплуатации и пусконаладочные работы выполняются с участием шеф-персонала НПО "Искра".
После ввода агрегата в эксплуатацию предлагается его сервисное обслуживание.
Нормальная работа ГПА с газотурбинным приводом обеспечивается вспомогательными системами: маслоснабжения, уплотнений вала нагнетателя, охлаждения, топливного и пускового газа и др.
3.3.3.	КС с электроприводом
На электроприводных компрессорных станциях магистральных газопроводов для привода центробежных нагнетателей, комп
228
римирующих газ, применяют асинхронные и синхронные электроприводы мощностью от 4000 до 12500 кВт.
Электроприводной газоперекачивающий агрегат включает в себя: электродвигатель, центробежный нагнетатель, мультипликатор и вспомогательное оборудование (масляную систему, систему автоматического управления, регулирования и защиты, систему охлаждения масла и воздуха, уплотнения нагнетателя и др.).
Технологические параметры ЭГПА (табл. 3.8) близки к технологическим параметрам ГГПА, так как имеют высокую степень унификации с соответствующим типоразмером центробежного нагнетателя.
ЭГПА имеют ряд преимуществ перед другими типами привода: меньшие капитальные затраты на строительство, более высокую надежность, меньшую пожароопасность, сокращение обслуживающего персонала. С другой стороны, имеется ряд факторов, которые ограничивают сферу использования ЭГПА: отсутствие развитых энергетических систем в районах преимущественного пролегания крупных магистральных газопроводов, длительность строительства и капиталоемкость энергетических мощностей в этих районах; недостаточная надежность ЛЭП в условиях удаления от ЕЭС; нерегулируемость электропривода по частоте вращения; наличие в составе ГПА мультипликатора.
В первых типоразмерах ЭГПА использовали асинхронные электродвигатели с фазным ротором, которые затем были модернизированы с использованием короткозамкнутого ротора (двигатели типа АЗ).
Последующие типоразмеры ЭГПА выполнены с синхронными двигателями с реакторным способом пуска (СТМ-4000-2, СТД-12500-2) и прямым пуском непосредственно от сети (СТД-4000-2).
В настоящее время наибольшее распространение на КС газопроводов получили синхронные двигатели СТД-4000-2 и СТД-12500-2. Указанные двигатели выпускают в закрытом исполнении с замкнутым циклом вентиляции, с одним рабочим конусом вала, который соединяют с валом центробежного нагнетателя посредством муфты через редуктор. Статор двигателя состоит из пакетов, разделенных вентиляционными каналами. Пакеты набирают из дисков или сегментов электротехнической стали, аналогично электродвигателю типа СТМ. Изоляция обмотки статора типа "Монолит-2", класса нагревостойкости "В".
229
8-2- 164
Таблица 3.8
Основные технические показатели электроприводных ГПА
Показатели	Марки ГПА			
	АЗ-4500- 1500	стм-4000-2	стд-4000-2	стд-12500-2
Номинальная мощность, мВт	4,5	4,0	4,0	12,5
Напряжение, кВ	6,0	6,0	6,0/10,0	6,0/10,0
Сила тока статора, А Частота вращения ротора	520	445	438/265	1368/820
двигателя, об/мин	1490	3000	3000	3000
Коэффициент мощности	0,87	0,9	0,9	0,9
КПД двигателя	0,956	0,975	0,974	0,979
Тип возбудителя	—	ПВ-92	ПВ-92 БВУ-2Ф	ВТ-75
Мощность возбудителя, кВт	—	39	39/40	75
Напряжение возбуждения, В Сила тока возбуждения, А Расход охлаждающей воды,	——	122 320	101/103 280/294	226 290
м3/ч Расход воздуха воздухоохла-	54	54	52	74
дителем, м3/с Тип центробежного	—	4,0	3,2	8,5
нагнетателя Производительность нагнета-	280-11-1	280-11-6	280-11-6	370-18-2
теля, млн. м3/ сут Политропический КПД	13,0	13,0	13,0	37,0
нагнетателя Давление на входе нагнетателя	0,84	0,84	0,84	0,85
МПа Д авление на выходе нагнетателя.	4,39	4,39	4,39	6,05
МПа	5,49	5,49	5,49	7,45
Степень сжатия нагнетателя Частота вращения ротора	1,25	1,25	1,25	1,23
нагнетателя, об/мин	7950	7980	7980	4800
Удельные потери масла, кг/ч Высота площадки обслужи-	0,2	0,2	0,3	0,5
вания, м	4,2	4,2	4,2/0,0	0,0
Масса двигателя, т Масса нагнетателя с редукто-	26,8	20,0	12,9	25,5
ром, т	24,2	24,2	24,2	52,4
Масса ГПА, т	51,0	44,2	37,4	77,9
Удельная масса, кг/кВт	12,8	11,0	9,3	6,2
Общий ресурс, тыс. ч	120	120	100	100
230
Ротор двигателя изготавливают из цельной стальной поковки. В бочке ротора выполняют чередующиеся равновысокие пазы, в которых укладывают и опрессовывают обмотку возбуждения с изоляцией. На поверхности бочки ротора выполняют рифление для увеличения поверхности теплоотдачи. На роторе устанавливают центробежные вентиляторы и направляющие аппараты, обеспечивающие безударный вход воздуха в вентиляторы. Опорой ротора служат литые стояковые подшипники скольжения с циркулирующей смазкой под давлением.
Двигатели имеют шесть маркированных шинных выводов, выведенных вниз статора.
Возбуждение осуществляется одним из следующих устройств: тиристорным возбудительным устройством серии ТВУ-2; бесщеточным возбудительным устройством серии БВУ и электромашин-ным возбудителем серии ВТ.
Модификации электродвигателей типа СТДП являются взрывозащищенными, продуваемыми под избыточным давлением чистым воздухом. В остальном принципиальные конструктивные решения аналогичны электродвигателям типа СТД.
В ЭГПА применяют системы автоматики, аналогичные системам автоматики газотурбинных ГПА (типа "Электра" или А-705-15), обеспечивающие полную автоматизацию агрегата по процессам контроля, защиты, сигнализации, управления и вписывающиеся в центральную систему автоматики КС. Редукторы, используемые в ЭГПА, являются одноступенчатыми шевронными ускорителями с горизонтальным расположением осей силовой зубчатой передачи, валы которой вращаются в подшипниках скольжения с принудительной смазкой.
Конструкция нагнетателя и его вспомогательных систем (масляной, гидравлического уплотнения ротора, регулирования и защиты) аналогичны конструкциям подобных типоразмеров для газотурбинных ГПА.
В объединенной масляной системе двигателя, редуктора и нагнетателя используется турбинное масло типа ТП-22.
Укрупнение электродвигателей приводит, естественно, к необходимости обеспечения их эффективной системой охлаждения, которая при больших мощностях занимает видное место как в капитальных вложениях, так и в эксплуатационных показателях работы КС с электроприводными ГПА.
231
Система охлаждения электроприводных ГПА включает в общем виде две системы: охлаждения смазочного масла и охлаждения воздуха двигателя. Система охлаждения масла необходима для обеспечения отвода тепла от подшипников нагнетателя, редуктора и двигателя, система охлаждения воздуха — для охлаждения тепловыделяющих элементов статора и ротора двигателя. Система охлаждения масла является закрытой и, как правило, включает маслоохладитель в виде АВО масла.
Для охлаждения воздуха в электродвигателях типа СТД используют воздухоохладители, расположенные по боковым поверхностям статора (два воздухоохладителя на двигатель), включаемые в комплект поставки двигателя. Воздухоохладители собирают из латунных трубок с цельнокатным алюминиевым наружным оребрением, завальцованных в трубных решетках, крышек со штуцерами для подвода и отвода воды, рам жесткости и воздуховодов. Циркуляция воздуха осуществляется центробежными вентиляторами, установленными на роторе двигателя. В трубном пространстве воздухоохладителя циркулирует охлаждающая вода, что и вызывает необходимость применения латунных трубок.
В системе охлаждения воздух движется следующим образом. Нагретый в двигателе, он проходит через воздухоохладитель, где охлаждается и поступает в пространство между торцевыми щитами, откуда направляется на прием вентиляторов в зону низкого давления. Далее вентиляторами воздух нагнетается в зону высокого давления — лобовых частей обмотки статора. Из зоны высокого давления воздух разветвляется на две струи. Первая проходит в зазор и через радиальные каналы между крайними пакетами железа выходит на обшивку статора — зону горячего воздуха. Вторая струя по перепускным каналам проходит к средним пакетам статора, откуда через каналы крайних пакетов железа выходит под обшивку статора, смешиваясь с первой струей. Далее воздух через боковые окна в обшивке статора вновь поступает в воздухоохладитель. Часть воздуха из зоны высокого давления направляется к ротору. Интенсивное охлаждение лобовых частей обмотки ротора достигается направленным движением потока воздуха по каналам в распорках и клиньях.
Для электродвигателей типа СТД допустимая температура обмотки статора 120, обмотки ротора — 130 °C. Номинальная температура воздуха, поступающего в двигатель, 40 °C. Мощность дви
232
гателя в зависимости от температуры входящего в него воздуха меняется следующим образом:
Максимальная мощность в процентах от номинальной при cos <р = 0,9.
Температура входящего воздуха, °C ..
87	95	100	106
50	45	40	30 и менее
Температура воды, поступающей в воздухоохладитель, должна быть не более 30 °C при ее расходе в оба охладителя 56 м3/ч (для двигателей мощностью 4000 и 5000 кВт) и 74 м3/ч (для двигателей большей мощности).
Двухконтурную систему охлаждения воды с использованием аппаратов воздушного охлаждения (АВО) можно применять только для центральных и северных районов, однако это менее рационально, нежели для двухконтурной системы охлаждения масла, из-за малого значения разности между температурой воды на выходе из АВО и расчетной температурой атмосферного воздуха. Результаты расчетов стандартизованных АВО типа АВМ для двигателей серии СТД при расчетной температуре атмосферного воздуха 25 °C следующие:
Мощность электродвигателя.
кВт		4000	5000	6300	8000	10000	12500
Поверхность охлаждения АВО						
по оребренным трубам, м2		. 930	930	1295	1860	1860	2325
Необходимое число АВО		. 3	3	3	4	4	5
Исключить охлаждающую воду из системы охлаждения двигателя можно, заменив воздухоохладитель "вода —воздух" на воздухоохладитель "воздух —воздух". Наиболее рациональны для этих условий охладители пластинчатого типа. Они конструктивно просты, компактны и имеют достаточно развитые поверхности охлаждения с обеих сторон теплоносителей.
Для КС, которые в летний период эксплуатации не имеют 100 %-ной нагрузки по мощности двигателей, потребные поверхности охлаждения воздухоохладителя (ВО) могут быть значительно уменьшены за счет повышения температурного напора теплоносителей. Для КС, расположенных в южных районах, где температура атмосферного воздуха в летний период может быть выше расчетной (30 °C), целесообразно перед подачей охлаждающего
233
8-3 - 164
воздуха в ВО пропускать его через специальную камеру увлажнения в целях понижения температуры окружающего воздуха до температуры по смоченному термометру либо близкого к ней значения. При исходной температуре атмосферного воздуха 40 °C, относительной влажности воздуха 40 % и давлении 760 мм рт. ст. путем увлажнения воздуха до относительной влажности 90 % его температура понижается на 10 °C, т. е. до номинальной температуры для работы ВО. Для рассмотренного режима работы камеры увлажнения, рассчитанной по I-d-диаграмме, потребный расход воды на увлажнение воздуха в зависимости от мощности двигателей СТД следующий:
Мощность двигателя, кВт... 4000	5000	6300	8000	10000	12500
Расход воды на увлажнение,
м3/ч...................... 0,04	0,05	0,06	0,06	0,105	0,105
Расход воды, необходимой для увлажнения воздуха, незначителен, продолжительность ее потребления составляет несколько часов в сутки, поэтому такой расход воды может быть обеспечен даже на КС, расположенных в районах с ограниченными водными ресурсами. Годовой расход воды для увлажнения воздуха может быть рассчитан исходя из годовой суммарной продолжительности температуры воздуха выше 30 °C для рассматриваемого района.
Анализ показал, что для КС с ЭГПА, располагаемых в любых климатических районах страны, может быть рекомендована система воздушного охлаждения масла и воздуха (рис. 3.14). Эта система полностью исключает потребление охлаждающей воды и состоит из подконтуров охлаждения масла электродвигателя 1 и нагнетателя с редуктором 6. Масло циркулирует в подконтурах от насосов 7, а охлаждается в АВО 8, оборудованном устройствами рециркуляции охлаждающего воздуха. Вместо двух подконтуров охлаждения масла может быть спроектирован один общий контур охлаждения масла электродвигателя и приводимого агрегата.
Охлаждающий воздух циркулирует во внутреннем контуре охлаждения электродвигателя от центробежных воздуходувок 2, установленных на роторе электродвигателя 1. Воздух охлаждается в воздухоохладителе 3 типа "воздух —воздух". Воздух наружного контура засасывается из атмосферы центробежными вентиляторами 4, пройдя камеру увлажнения 5, поступает в воздухоохлади-
234
Рис. 3.14. Система воздушного охлаждения ЭГПА:
1 — электродвигатель; 2 — воздуходувка; 3 — воздухоохладитель; 4 — центробежный вентилятор; 5 — камера увлажнения; 6 — нагнетатель с редуктором; 7 — масляный насос; 8 — АВО масла
тель 3, откуда после отвода теплоты от воздуха внутреннего контура выбрасывается в атмосферу. Такая система охлаждения экономически эффективна. Проведенные во ВНИИГАЗ исследования показывают, что с целью дальнейшего снижения капитальных и эксплуатационных затрат и повышения надежности работы электроприводных ГПА весьма рационально на обоих концах ротора параллельно центробежным воздуходувкам 2 устанавливать центробежные вентиляторы, соединенные воздуховодами с воздухоохладителями и атмосферой. Такое выполнение системы охлаждения наряду с повышением эффективности дает возможность значительно увеличить автономность агрегата в результате ликвидации центробежного вентилятора 4 с независимым приводом.
Изменение подачи КС, оборудованных электроприводом, осуществляется изменением числа работающих агрегатов или схемы их соединения.
235
3.3.4.	Компоновка компрессорных цехов
При традиционном исполнении компрессорных цехов обычно принимают однорядную установку агрегатов с расстоянием между ними от 12 до 18 м. Поршневые ГПА обычно располагают на нулевой отметке, а газотурбинные, в зависимости от типа ГПА, — либо на нулевой отметке, либо на отметке +4,8 м (5,2 м). Здания поршневых ГПА, как правило, однопролетные (ширина пролета 12 м), конструкция зданий для газотурбинных и электропривод-ных ГПА во многом зависит от типа применяемого привода, однако общим для них является наличие в компрессорных цехах двух залов: машинного и нагнетательного. Ширина первого колеблется от 12 до 24 м, второй имеет ширину 6 м. Машинный зал отнесен по противопожарным нормам к категории Г, это означает, что разрешается установка всего оборудования в нормальном исполнении. Помещения, в которых размещают нагнетатели, относят к категории А, поэтому электрооборудование должно иметь взрывобезопасное исполнение.
Различие категорийности помещений и предопределяет решение компрессорного цеха в два пролета с разделительной непроницаемой стеной между залами. В месте прохода через разделительную стенку промежуточного вала привода нагнетателя делают уплотнение, защищающее машинный зал от проникновения природного газа из зала нагнетателей.
Газотурбинные установки, у которых выносная камера сгорания расположена под агрегатом, а выхлопные патрубки направлены вниз, устанавливают на высоких рамных фундаментах, сходных с фундаментами паровых турбин. Из работающих ГТУ к ним относят регенеративную ГТК-10-4. У большей части современных ГТУ выходной патрубок направлен вверх или вбок, что позволяет выполнять фундамент для всего ГГПА в виде подушки из монолитного или сборного железобетона. Фундаментную подушку заглубляют в грунт на глубину 1,5 — 2 м. При монолитном фундаменте неизбежен большой объем "мокрых" работ. Сборные фундаменты раньше состояли из набора блоков, чаще соединяемых с помощью сварки закладных деталей. Более современные фундаменты изготавливают из облегченных конструкций. Часто фундаменты выполняют свайными.
Современные ГГПА выполнены в виде блочных конструкций,
236
т. е. состоящими из отдельных поставочных блоков, полностью законченных изготовлением. Наиболее распространено деление на блоки: блок ГТУ на раме-маслобаке (или рамах); блок нагнетателя на раме; блок воздухоподготовительных устройств; блок воздушного охлаждения масла (или промежуточного теплоносителя); блок систем автоматического управления и регулирования. Для установки ГГПА необходимы воздухоподводящие и газоотводящие устройства (элементы тракта). В регенеративные ГТУ дополнительно включают блоки воздухоподогревателей и горячие воздуховоды. Блоки должны поступать на монтаж полностью испытанными на стендах завода-изготовителя и законсервированными таким образом, чтобы после проведения монтажа ГПА можно было приступить к пусконаладочным работам без разборки блоков.
Преимущество крупных блоков — меньший объем работ по монтажу ГПА и сокращение сроков сооружения КС.
Преимущества установки нагнетателя на отдельной раме — возможность выполнения ее более жесткой для восприятия усилий от труб с минимальными деформациями, а также возможность компоновки в ней маслонасосов системы уплотнений нагнетателя.
Блок воздухоподготовительных устройств обычно включает инертные фильтры для сепарации крупных частиц, фильтры тонкой очистки, панели шумоглушения, противооблединительное устройство, иногда — систему для увлажнения и охлаждения воздуха в жаркое время года. Обычно его устанавливают с максимальным возвышением над поверхностью земли.
Блок воздушного охладителя масла (или промежуточного теплоносителя) монтируют на легком фундаменте. Он содержит, кроме АВО, вентиляторы с электродвигателями и редукторами, жалюзи, подогреватели масла, трубопроводную обвязку.
Системы автоматического управления и регулирования (САУ и САР) обычно размещают не только в отдельном блок-боксе и на главном щите управления, но также и на опорных рамах и специальных сборках. Должно быть предусмотрено простое соединение отдельных составных частей САУ и САР.
В связи с приспособлением большинства современных ГТУ для установки на нулевую отметку представилась возможность найти новые объемно-планировочные решения размещения
237
8-4 164
основного оборудования КС. Рассмотрим компоновочные решения для эксплуатируемых в настоящее время ГПА.
Газоперекачивающий агрегат ГПУ-10 является блочно-контейнерным агрегатом, и его размещают в индивидуальном легкосборном укрытии, где располагают несущие конструкции для крепления воздухозаборной и выхлопной шахт, а также разделительную перегородку между блоками двигателя ДР-59Л и нагнетателя 370-18-1 (235-21-1).
В состав газоперекачивающей установки входят: газоперекачивающий агрегат ГПУ-10 с кузовом блок-двигателя; воздухоочистительные устройства; шахты воздухозабора с системой шумо-глушения, забора охлаждающего воздуха, выхлопа с системой шумоглушения.
Газоперекачивающий агрегат ГПУ-10 (рис. 3.15) состоит из нагнетателя, имеющего раму-маслобак, блока защитных устройств и блока двигателя ДР-59Л с необходимыми для его работы агрегатами, закрытыми кузовом. Вал двигателя соединяют с валом нагнетателя с помощью эластичной трансмиссии (рессоры).
Газотурбинная установка ГТН-16 представляет собой беспод-вальную газовую турбину, установленную на одной раме с нагнетателем. Конструкция ее предусматривает монтаж блоками без разборки и ревизии (рис. 3.16).
Рис. 3.15. Общий вид газоперекачивающего агрегата ГПУ-10:
1 — газоперекачивающий агрегат ГПА-10 с кузовом блока двигателя; 2 — воздухоочистительное устройство; 3 — шахта воздухозабора с системой шумоглушения; 4 — шахта забора охлаждающего воздуха; 5 — шахта выхлопа с системой шумоглушения; 6 — рессора; 7 — нагнетатель
238
Рис. 3.16. Компоновка ГПАТМЗ ГГН-16 в индивидуальном здании:
1 — вход воздуха на основном режиме работы; 2 — вход воздуха при перерыве в подаче электроэнергии; 3 — АВО масла; 4 — воздухоочистительное устройство; 5,6 — помещения для ГТУ и нагнетателя; 7 — дымовая труба; 8 — фильтры тонкой очистки масла; 9 — электросиловые щиты
Елочный агрегат скомпонован в индивидуальном здании. Стены и покрытие индивидуального здания изнутри облицованы достаточно толстым слоем звукопоглощающего материала для исключения эффекта реверберации и снижения уровня шума.
В комплект поставки агрегата входят; основной блок газопере-
239
начинающего агрегата (газотурбинная установка в сборе на раме-маслобаке; вспомогательное оборудование, монтируемое на КС (трубопроводы систем масла, топлива и воздуха, фильтр тонкой очистки масла); компенсаторы, шкаф датчиков, панель манометров, инструмент и монтажные приспособления; комплект запасных частей, а также система централизованного контроля и управления, воздушные охладители масла и комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ).
Блочный бесподвальный автоматизированный агрегат ГТН-25/76 устанавливают в индивидуальном укрытии. Компоновка оборудования представлена на рис. 3.17.
Рис. 3.17. Общин вид (а) и план (б) газоперекачивающего агрегата ПН-25/76: 1 — блок нагнетателя; 2 — блок турбогруппы; 3 — легкосборное укрытие для газоперекачивающего агрегата ГТН-25/76
240
Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-16 блочно-контейнерного типа. Представляет собой бесподвальный автоматизированный агрегат, рассчитанный на работу в различных климатических районах. Все оборудование ГПА-Ц-16 размещено в отдельных транспортабельных блоках (рис. 3.18).
Рис. 3.18. Компоновка газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-16:
1 — блок маслоохладителей; 2 — камера всасывания; 3 — блок маслоохладителей; 4, 5 — шумоглушители выхлопа; 6 — воздухоочистительное устройство (ВОУ); 7 — диффузор; 8 — блок турбоагрегата; 9 — опора выхлопной шахты; 10 — блок вентиляции; 11 —блок КИП; 12 — блок автоматики; 13 — блок маслоагрегатов; 14 — шумоглушители камеры всасывания; 15, 16 — промежуточные блоки
241
На рис. 3.19. представлена компоновка ГПА типа ГТН-25 ИМ в индивидуальном здании. При применении в ГПА взрывозащищенного электрооборудования целесообразно устанавливать ГТУ и центробежный нагнетатель в общем помещении, что в сочетании с боковым выхлопом позволяет использовать для них одну общую кран-балку.
Рис. 3.19. Компоновка ГПА типа ГТК-25 ИМ:
1 — воздухозаборная камера; 2 — вход воздуха в систему вентиляции контейнера; 3 — вытяжной вентилятор; 4—кран-балка; 5—бак уплотнительного масла; 6 — центробежный нагнетатель; 7 — контейнер газовой турбины; 8 — контейнер вспомогательного оборудования; 9 — регулирующий клапан антиобледенительной системы; 10 — коллектор антиобледенительной системы; 11 — блок-бокс системы вентиляции и обогрева здания укрытия; 12 — блок вентилятора системы вентиляции контейнеров; 13—трубопроводы системы вентиляции; 14—дополнительный бак очистки уплотнительного масла; 15 — выхлопная труба; 16 — угилизатор; 17 — блок насосов и вентиляторов системы охлаждения смазочного масла; 18 — блок насосов для подачи и слива масла из маслобака турбины
242
ГТУ стационарного типа, конструкция которой разработана фирмой "Дженерал Электрик" (США), заключена в контейнер и расположена на двух рамах, установленных на нулевой отметке. Контейнер оснащен индивидуальной системой вентиляции, обогрева и пожаротушения и разделен на отсеки турбогруппы и вспомогательного оборудования. В воздухозаборной камере (ВЗК) установлены двухступенчатая система очистки воздуха и обводные клапаны на случай повышения гидравлического сопротивления ггой системы. Очистка воздуха происходит вначале в инерционных фильтрах с отсосом пыли при помощи двух вентиляторов, затем в съемных кассетных фильтроэлементах. Для предотвращения повреждения кассетных фильтров перепадом давления при загрязнении их с возрастанием гидравлического сопротивления до 100 Па система защиты подает сигнал, после чего открываются люки обводной линии.
В противообледенительной системе предусмотрена подача горячего воздуха после десятой ступени компрессора непосредственно на вход ВЗК перед инерционными фильтрами. Для контроля за необходимостью включения системы имеются как датчики температуры, так и датчики влажности окружающего воздуха.
На выпускной линии смонтирован утилизатор, использующий теплоту уходящих газов для подогрева воды в отопительной системе. Над утилизатором — обводной канал, позволяющий с помощью жалюзи перепускать горячие газы мимо теплообменника.
В передней части контейнера (отсек вспомогательного оборудования), который имеет длину около 6,5 м, установлены: зубчатый редуктор, электрогенератор для собственных нужд, пусковой турбодетандер, масляные насосы с электродвигателями, клапаны топливной системы, небольшие местные щиты с измерительными приборами, позволяющие вести наладочные работы. Опорная рама в этом отсеке одновременно служит и масляным баком, в ней смонтированы охладители масла, фильтры и другое вспомогательное оборудование.
Контейнер имеет систему принудительной вентиляции, воздух для которой отбирается из всасывающего тракта компрессора после фильтров второй ступени. Для обогрева контейнера в зимнее время используют электрические калориферы (при неработающей ГТУ). Для отопления и вентиляции всего здания существует самостоятельная система, в которую входит специальный бокс
243
с водяным калорифером, приточные и вытяжные вентиляторы.
Защита ГПА от пожара в пределах контейнера осуществляется с помощью специальной автоматизированной системы, использующей углекислоту в баллонах. Для защиты от пожара в здании имеется специальная противопожарная система, в которой используют газ условного названия "Галон", малоопасный для персонала и высокоэффективный в гашении пламени.
Масло охлаждают с помощью промежуточного теплоносителя. В летнее время это вода, зимой — незамерзающая смесь воды и этиленгликоля. Для охлаждения промежуточного теплоносителя установлены два специальных, отличающихся увеличенной длиной труб и большой толщиной (высотой) трубных пучка.
В здании ГПА под перекрытием установлен бачок-аккумулятор масла для смазки подшипников в случае останова без штатного маслоснабжения. Площадь здания достаточна для проведения среднего и капитального ремонта ГПА.
3.4.	ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
Технологическая обвязка компрессорного цеха (КЦ) предназначена для:
приема на КС технологического газа из магистрального газопровода;
очистки технологического газа от механических примесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтрах-сепараторах;
распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА;
охлаждения газа после компримирования в АВО газа;
вывода КЦ на станционное "кольцо" при пуске и остановке;
подачи газа в магистральный газопровод;
транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС;
при необходимости — сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны.
В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:
схему с параллельной коллекторной обвязкой, характерную
244
для полнонапорных нагнетателей.
схему с последовательно-параллельной обвязкой, характерную для неполнонапорных нагнетателей.
3.4.1.	Требования норм технологического проектирования при разработке технологических схем КС магистральных газопроводов
Для отключения компрессорной станции (цеха) от газопроводе! необходимо предусматривать запорную арматуру с дистанционным и местным управлением на всасывающих и нагнетательных шлейфах станции (цеха).
На каждом нагнетательном шлейфе также следует предусматривать обратный клапан.
На всасывающих и нагнетательных шлейфах компрессорной станции (цеха) между отключающей арматурой (станционные краны № 7 и № 8) и компрессорной станцией (цехом) следует предусматривать продувочные свечи для сброса газа из оборудования и трубопроводов.
При расположении компрессорных станций на расстоянии более 700 м от магистральных газопроводов необходимо устанавливать дополнительные краны 7а, 8а, 17а, 18а на расстоянии 250 м от ограждения КС.
Для аварийной остановки компрессорной станции (цеха) следует предусматривать автоматическое отключение станции (цеха) от газопровода, сброс газа из оборудования и трубопроводов станции (цеха), а также останов всех газоперекачивающих агрегатов.
Необходимо предусматривать дублирование команды на аварийную остановку.
Потери давления газа в технологических трубопроводах и оборудовании компрессорной станции следует рассчитывать: в трубопроводной обвязке — по проектным геометрическим характеристикам; в оборудовании — по техническим характеристикам заводов-изготовителей оборудования.
Потери давления газа не должны превышать величин, приведенных в табл. 3.9.
Рекомендуемые скорости газа и жидкости в трубопроводах компрессорной станции следующие:
245
Наименование	Скорость, м/с
Газ.....................................................5+20
Охлаждающая вода: а) на всасывании насосов...................................до	1
б) на нагнетании насосов...................................до	2
Конденсат углеводородов (отводимый самотеком)................................ 0,15 + 0,3
Масло................................................ 0,6+1,2
Топливный газ: а) в трубопроводах......................................до 20
б) в коллекторах компрессорного цеха.......................до	5
Пусковой газ............................................ до 25
Таблица 3.9
Нормы потерь давления в технологической схеме КЦ
Давление в газопрово-де (избыточное), МПа	Потери давления газа на КС, МПа				
	Всего		В том числе:		
			на всасывании		на нагнетании
	при одноступенчатой очистке газа	при двухступенчатой очистке газа	при одноступенчатой очистке газа	при двухступенчатой очистке газа	
5,40	0,15	0,20	0,08	0,13	0,07
7,35	0,23	0,30	0,12	0,19	0,11
9,81	0,26	0,34	0,13	0,21	0,13
Запорная арматура для технологических трубопроводов газа должна быть стальной.
На вспомогательных технологических трубопроводах (масла, воды, антифриза, воздуха и др.) в зависимости от давления и температуры среды следует применять арматуру:
из ковкого чугуна — при температуре не ниже минус 30 °C и не выше плюс 150 °C и давлении не выше 1,6 МПа;
из серого чугуна — при температуре не ниже минус 10 °C и не выше плюс 100 °C и давлении не выше 0,6 МПа.
На вибрирующих участках трубопроводов следует применять стальную арматуру.
246
На маслопроводах в пределах обвязки газоперекачивающих агрегатов и на трубопроводах масла в пределах здания компрессорного цеха следует применять стальную арматуру.
Оборудование, трубы, арматуру и фитинги на всасывающих п нагнетательных линиях компрессорных станций и узла подключения КС следует рассчитывать на прочность по максимальному расчетному давлению нагнетания.
Дренажные линии, продувочные и сбросные свечи следует проектировать на максимальное рабочее давление в соответствующих аппаратах и трубопроводах.
Давление гидравлических испытаний дренажных линий, продувочных и сбросных свечей следует принимать равным давлению гидравлических испытаний соответствующих основных трубопроводов.
Выбросы газа из продувочных свечей на компрессорной станции необходимо размещать в местах, обеспечивающих безопасные условия рассеивания газа.
Размещение и высоту продувочных и сбросных свечей, а также выхлопных стояков следует определять в соответствии с требованиями раздела 9 норм технологического проектирования.
Газопроводы вне зданий и установок на площадках КС, как правило, следует прокладывать подземно. Допускается прокладка газопроводов надземно на низких опорах.
Маслопроводы следует прокладывать надземно на низких опорах. Допускается прокладка маслопроводов в подземных лотках. Маслопроводы следует прокладывать с теплоспутником и теплоизолировать.
Трубопроводы воздуха и антифриза следует прокладывать надземно на низких опорах. Допускается подземная прокладка трубопроводов воздуха и антифриза.
В местах пересечения надземными трубопроводами пешеходных дорожек должны быть предусмотрены переходные мостики.
3.4.2. Технологическая схема газотурбинного компрессорного цеха с полнонапорными центробежными нагнетателями
В качестве примера рассмотрим технологическую схему КС-19а газопровода "Уренгой-Новопсков" (рис. 3.20).
247
В VU.LMHOVAOVriLI fz
К узлу сбора конденсата
Рис. 3.20. Технологическая схема КС с полнонапорными нагнетателями
248
Компрессорный цех оснащен двухступенчатыми центробежными нагнетателями типа 235-21-1 с приводом от газотурбинного двигателя судового типа мощностью 10 тыс. кВт. Количество ГПУ-10 на КС-19а: шесть — рабочих, два — резервных.
Основное технологическое оборудование КС-19а — компрессорные агрегаты, пылеуловители — приняты отечественного производства, воздушные холодильники газа — фирмы "Крезо-Луар" (Франция).
На площадке установки охлаждения газа размещено десять холодильников газа комплектно с арматурой фирмы "Крезо-Луар", а также трубопроводы и необходимая арматура пусковых контуров.
Сооружения и оборудование вспомогательного технологического назначения — установка подготовки топливного, пускового и импульсного газов, емкость сбора конденсата размещены на отдельных площадках с учетом их технологического назначения, сокращения протяженности технологических коммуникаций и требований правил взрыво- и пожаробезопасности.
В технологической схеме КС-19а предусмотрены следующие основные процессы обработки газа:
1)	очистка газа от пыли и жидкости;
2)	компримирование газа;
3)	охлаждение газа.
На компрессорной станции, кроме основных установок, для обработки газа предусмотрены:
1)	система топливного, пускового и импульсного газа;
2)	система промывки проточной части турбокомпрессоров;
3)	система подпитки антифризом замкнутой системы охлаждения масел;
4)	система подготовки, потребления сжатого воздуха;
5)	система обеспечения маслом.
Газ из магистрального газопровода Dy 1400 мм, проходя через восточный охранный кран (ВОК), поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Охранный кран ВОК предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от станции в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции, цеха или обвязке ГПА. С целью повышения надежности работы КС и снижения потерь давления газа на тре
249
ние на всасывании и нагнетании КС принята двухшлейфовая система подключения.
Из узла подключения газ двумя входными шлейфами Dy 1000 мм при открытых кранах № 7 и 7а направляется на установку пылеуловителей. Подключение пылеуловителей — коллекторное. Очищенный газ из пылеуловителей двумя трубопроводами Dy 1000 мм поступает на всасывание компрессорных агрегатов. Скомприми-рованный газ из компрессорного цеха направляется двумя трубопроводами Dy 1000 мм на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения (подключение АВО — коллекторное) и далее по двум шлейфам Dy 1000 мм через открытые краны № 8 и 8а в магис тральный газопровод.
На магистральном газопроводе, после КС установлен западный охранный кран (ЗОК), назначение которого такое же, как и охранного крана ВОК перед компрессорной станцией.
Между всасывающим (входным) и нагнетательным (выходным) шлейфами имеются перемычки Dy 700 мм от каждого выходного шлейфа после АВО газа на вход КС с установкой кранов № 36 и 36а, байпасов Dy 150 мм с кранами № 36р и Збар, необходимых для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя, и общего для обеих перемычек дроссельного крана № 37 Dy 700 мм. Они образуют пусковой контур компрессорной станции и предназначены для работы агрегатов на кольцо перед нагрузкой и разгрузкой.
Входные краны № 7 и 7а имеет байпасные краны, предназначенные для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станций с помощью крана № 76 производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана № 7 без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции.
Обратные клапаны перед кранами № 8, 8а предупреждают обратный поток газа со стороны нагнетания в сторону всасывания при переводе агрегатов на пусковой контур. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана № 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС.
250
Свечные краны № 17, 17а, 18 и 18а предназначены для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ и при возникновении аварийных ситуаций на КС.
Краны № 7, 8, 17, 18, 18а имеют дистанционное управление и автоматическое управление от ключа аварийной остановки станции. .
Охладители газа подключаются к выходным шлейфам и вводятся в работу закрытием разделительных кранов на шлейфах.
Обвязка полнонапорного центробежного нагнетателя включает в себя краны: № 1,2 — отсекающие, №6 — для выхода на станционное кольцо (на контур), № 4 — для заполнения контура, через него проводится продувка газом контура нагнетателя перезапол-нением через свечу краном № 5. Перед выходным краном № 2 про-тивопомпажным краном № 6 устанавливают обратные клапаны.
Все краны нагнетателя имеют автоматическое управление, дистанционное и ручное.
Газ на собственные нужды отбирается в четырех точках: до крана № 20 (через кран № 1т), после крана № 20 (через кран № 4т), а также от выходного коллектора пылеуловителей (через кран № 2т) и входного коллектора АВО газа (через кран № Зт). После прохождения через блок подготовки пускового и топливного газа (БТПГ) газ направляется к газоперекачивающим агрегатам.
В узле подключения КС к магистральному газопроводу предусмотрен транзитный пропуск очистного устройства при открытом кране № 20. Продукты очистки газопровода направляют на узел сбора жидкости, который разработан в проекте линейной части газопровода. В технологической схеме КС-19а предусмотрено сооружение следующих трубопроводов между узлами подключения КС и самой КС-19а:
1)	два всасывающих шлейфа из труб Dy 1000 мм, протяженность 1-го шлейфа — 420 м, 2-го — 420 м;
2)	два нагнетательных шлейфа из труб Dy 1000 мм, протяженность 3-го шлейфа — 415м, 4-го — 420 м;
3)	трубопровод к установке подготовки газа из труб Dy 80 мм, протяженностью 380 м.
Конденсатопровод из труб Dy 300 мм, протяженностью 250 м.
Защиту подземных трубопроводов от почвенной коррозии осуществляют путем покрытия наружной поверхности труб изоляционной пленкой "Поликен 955-25” в два слоя.
251
Согласно СНиП 2.05.06-85* все трубопроводы отнесены к первой категории участков.
В связи с тем что трассы шлейфов частично проходят по обводненным землям, предусматривают закрепление их винтовыми анкерными устройствами с лопастью диаметром 300 мм типа АЛ-4п-30.
Для предотвращения температурных подвижек мест подключения к магистральному газопроводу и к КС предусматривают дополнительно горизонтальные углы поворотов из крутоизогнутых отводов (45 °), выполняющих роль компенсаторов.
Трубопроводы к установке подготовки газа и импульсного газа укладывают в одной траншее со всасывающим шлейфом диаметром 1020 мм.
3.4.3.	Технологическая схема газотурбинного компрессорного цеха с неполнонапорными центробежными нагнетателями
Принципиальная технологическая схема КС-17 приведена на рис. 3.21.
КС-17 состоит из одного цеха, подключенного к магистральному газопроводу "Уренгой-Петровск", £)у= 1400 мм, рпр = 75 кгс/см2. Газ высокого давления из магистральных газопроводов через входные шаровые краны № 7,7А (£)у 1000 мм) узла подключения по всасывающим газопроводам-шлейфам поступает через входные коллекторы на батареи циклонных пылеуловителей (шесть пылеуловителей производительностью 20 млн. м3/сут каждый), где очищается от механических и жидких примесей. После очистки газ попадает во всасывающий коллектор (Dy 1000 мм) газоперекачивающих агрегатов, из которого направляется в два последовательно работающих нагнетателя восьми агрегатов ГПА-10 (из них два в резерве), где сжимается до проектного избыточого давления (75 кгс/см2). Компримированный газ под давлением 75 кгс/см2 поступает в нагнетательный коллектор (£>у 1000 мм) и далее по трубопроводам (Dy 1000 мм) направляется к батарее из 12 аппаратов воздушного охлаждения газа. Охлажденный до 28 °C газ по выходным шлейфам (Dy 1000 мм) направляется к узлу подключения, попадая через краны № 8, 8а в магистральный газопровод.
Перемычки между всасывающим и нагнетательным шлейфами с кранами № 6, 6а, 66, 6в образуют пусковой контур цеха, кото-252
.21. Принципиальная схема КС-17
253
рый предназначен для работы агрегатов на кольцо перед нагрузкой и разгрузкой, а также для регулирования производительности перепуском газа со стороны нагнетания на прием цеха.
Сжатие газа осуществляется с помощью газоперекачивающих агрегатов ГПА-10 с нагнетателями типа 370-18-1.
Газ на собственные нужды отбирается в четырех точках: до крана № 20, после крана № 20, а также от входного и выходного шлейфа через краны № 105, 106 и 107, 108. После прохождения через блок подготовки пускового и топливного газа (БТПГ) газ направляется к газоперекачивающим агрегатам. Импульсный газ после осушки в адсорберах подводят к крановым узлам.
Отличительная особенность использования полнонапорных центробежных нагнетателей с параллельной схемой их обвязки по сравнению с неполнонапорными нагнетателями с параллельнопоследовательной схемой их соединения: схема с полнонапорными ЦБН значительно проще в управлении из-за меньшего количества запорной арматуры; она позволяет использовать в работе любые из имеющихся в резерве агрегаты; отпадает необходимость в кранах № 3 и 3-бис, а также в режимных кранах № 51-66. Следует также отметить, что остановка одного агрегата в схеме с неполнонапорными нагнетателями вызывает необходимость выводить на режим "кольцо" и второй агрегат.
3.4.4.	Технологическая схема компрессорного цеха с газомотокомпрессорами
На рис. 3.22 приведена технологическая схема головной КС, оборудованной газомотокомпрессорами. Предусмотрены следующие основные операции: газ по газопроводу 1 проходит пылеуловители 2 и поступает во всасывающий коллектор 3. После сжатия компрессорами 4 газ направляется в нагнетательный коллектор 5, из которого при необходимости поступает в охладители газа 6 или, минуя их, на установку для замера количества газа 7 и далее в магистральный газопровод. Установленные на всасывающем и нагнетательном коллекторах маслоуловители 8 улавливают часть масла, уносимого газом из пылеуловителей и компрессорных машин.
Особенность схемы одноступенчатого сжатия на КС — параллельное подключение всех компрессоров к всасывающим и нагне-254
Рис. 3.22. Технологическая схема компрессорной станции, оборудованной поршневыми газомоторными компрессорами:
I — магистральный газопровод; 2 — пылеуловители; 3 — всасывающий коллектор; 4 — газомотокомпрессоры; 5 — нагнетательный коллектор; 6 — охладители газа; 7 — установка замера количества газа; 8 — маслоуловители
тательным коллекторам, благодаря чему каждый из них может быть резервным.
3.5.	СИСТЕМЫ ОЧИСТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ГАЗА
В транспортируемом по магистральным газопроводам природном газе содержатся различного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжелых углеводородов, вода, масло и т. д. Механические примеси попадают в газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуатации.
Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей и, как следствие, к снижению показателей надежности и экономичности работы компрессорных станций и в целом газопровода.
Для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе газа на компрессорную станцию пре
255
дусматривают установки очистки газа от твердых и жидких примесей.
Количество твердых и жидких примесей после установки очистки не должно превышать допустимое по техническим условиям на газоперекачивающие агрегаты.
Очистка газа предусматривается, как правило, в одну ступень — в пылеуловителях. В соответствии с ОНТП-51-1-85 вторую ступень очистки газа — в фильтрах-сепараторах, как правило, следует предусматривать на отдельных компрессорных станциях в среднем через три —пять КС с преимущественным применением фильтров-сепараторов после участков с повышенной вероятностью аварий линейной части и (или) сложными условиями ее восстановления, а также после подводных переходов длиной более 500 м.
Аппараты и трубопроводы установки очистки газа должны иметь обогрев для предотвращения замерзания жидкости.
Количество аппаратов очистки газа следует определять по характеристикам заводов-изготовителей таким образом, чтобы при отключении одного из аппаратов нагрузка на оставшиеся в работе не выходила за пределы их максимальной производительности, а при работе всех аппаратов — не выходила за пределы минимальной производительности. При этом в любом режиме работы общие потери давления на стороне всасывания не должны превышать величин, приведенных в табл. 3.9.
Для равномерного распределения потоков между отдельными аппаратами предусматривают кольцевание трубопроводов на входе и выходе каждой ступени очистки. На каждой ступени очистки следует предусматривать замеры потерь давления.
Для отключения аппаратов установки очистки газа от общего коллектора предусматривают краны с ручным приводом, как правило, с червячным редуктором.
Технологическая обвязка аппаратов очистки газа предназначена для:
обеспечения доступа к обслуживаемым элементам установки (арматуре, люкам-лазам, фланцам, указателям уровня, манометрам и др.);
исключения попадания газа внутрь аппаратов при проведении в них осмотров, ревизий и ремонтных работ;
установки силовых заглушек при проведении гидравлических испытаний аппаратов.
256
Жидкие и твердые примеси из установки очистки, как правило, направляют в резервуар на узле сбора продуктов очистки газопровода. Трубопроводы сброса жидких и твердых примесей из пылеуловителей и фильтров-сепараторов прокладывают:
из труб с увеличенной на 30 — 50 % по сравнению с другими участками толщиной стен;
надземно в пределах площадки установки очистки газа и под-«емно — вне ее пределов;
с минимальным количеством поворотов;
с тепловой изоляцией и обогревом (надземные участки).
Тройники й отводы должны быть защищены от эрозии (наваркой отбойных пластин и т. п.).
Для заполнения аппаратов перед пуском на трубопроводе входа газа в каждый аппарат очистки предусматривается обвод Dy 50 мм с краном.
В зависимости от конкретных условий установка включает в себя одну или две последовательные ступени очистки. В качестве первой ступени используют масляные и циклонные пылеуловители (табл. 3.10); в качестве второй ступени — фильтры-сепараторы.
Расчетная работоспособность установок очистки обеспечивается при следующих условиях на входе:
содержание твердых примесей для одноступенчатой очистки — до 5 мг/м3, для двухступенчатой очистки — до 200 мг/м3;
содержание жидкой фазы (расчетная удельная плотность 0,7— 1,0 г/м3) для одноступенчатой очистки — до 1 г/м3, для двухступенчатой очистки — до 5 г/м3.
Суммарная остаточная запыленность газа на выходе из установки не должна быть более 1 мг/м3, из них с частицами более 20 мкм — не более 0,15 мг/м3; наличие капельной влаги в газовом потоке на выходе из установки не допускается.
Число пылеуловителей и фильтров-сепараторов выбирают из условия, чтобы при отключении одного аппарата для техобслуживания и ремонта оставшиеся в работе обеспечивали необходимую степень очистки газа и находились в пределах их рабочей зоны.
Для отключения аппаратов используются краны с ручным приводом. Предохранительные клапаны на аппаратах не предусматриваются.
Для равномерного распределения потоков между отдельными аппаратами осуществляют кольцевание шлейфов на входе уста-
257
9-1 164
c
s
S 3 cu>s
►Ч кЧ kJ.	—
g я s 3 S
2 »Ч I *? CD
о
c
sg
о к
< Q X
co ex CO c c co s
s
s
§
§
s
>Б
»S
3
Ё
Q)
CJ
OJ
E
E я
к s
s
3
X
is
>s
3
I


Ф co « s & § a « s
Ф
OJ ф Ф О Ф s
>5 <d го и
ф Й Ф s £
§ %
СО И a &
§ s я
3
s s
5 Ф Ё

s ’§ 3 3

з к я о S s Д’ £ £
вертикальный
Фильтр-сепаратор	Фирма "БСБ” 13,3	5,38	7,45	1549
горизонтальный	13,3	3,92	5,48	1549
258
повки. На каждой ступени- обеспечивают замер перепада давления.
Для обслуживания и ремонта аппаратов на трубопроводах подвода и отвода газа устанавливают фланцевые соединения, обеспечивающие установку силовых заглушек. Пылеуловители и фильтры-сепараторы оснащают площадками обслуживания.
Система сбора жидкостей и механических примесей установки очистки может быть выполнена отдельной или объединенной с системой сбора на установке приема и запуска очистных устройств.
Автоматизацию установки очистки предусматривают в объеме, обеспечивающем его эксплуатацию без постоянного присутствия обслуживающего персонала.
Масляный пылеуловитель (рис. 3.23) представляет собой сосуд, состоящий из трех секций: нижней — промывочной, в которой поддерживается постоянный уровень солярового масла, средней — осадительной, где газ освобождается от капель масла, и верхней — отбойной, где происходит окончательная очистка газа от масла с примесями.
Рис. 3.23. Масляный пылеуловитель:
1 — патрубок для удаления масла; 2 — патрубок для подачи масла; 3 — указатель уровня; 4 — контактные трубки; 5—перегородка разделительная; 6—перегородка; 7 — выходной патрубок; 8 — жалюзийная секция; 9 — щиток отбойный; 10 — входной патрубок; 11 —трубки дренажные; 12 — люк-лаз
259
В нижней секции находятся контактные трубки 4, вваренные в разделительную перегородку 5. В верхней секции имеется скрубберная насадка, состоящая из швеллерковых или жалюзийных секций 8 с волнообразными профилями. Патрубки 7 и 10 служат для входа и выхода газа, патрубки 1 и 2 — для подачи и удаления масла. Контроль уровня масла осуществляется указателем уровня 3. Внутренний осмотр и очистка аппарата при техобслуживании осуществляется через люки-лазы 12.
Очищаемый газ, поступающий через входной патрубок 10, меняет направление за счет отбойного щитка 9, при этом выпадают в масло наиболее крупные частички. Далее он поступает в контактные трубки, ниже которых на уровне 25 — 30 мм находится жидкость; проходя через них газ увлекает жидкость, которая смачивает частицы мехпримесей и промывает газ. В осадительной секции, формируемой перегородками 5 и 6, скорость газа резко снижается, выпадающие при этом частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11 стекают в нижнюю часть аппарата. Дальнейшее улавливание капель происходит на осадительной насадке 8 и они также дренируются в нижнюю часть. Загрязненную жидкость периодически удаляют из пылеуловителя, заменяя или дополняя свежее или очищенное масло через патрубки 7 и 2.
Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоянного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.
В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использования инерционных сил для улавливания взвешенных частиц. Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании, чем масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который их проектируют. На рис. 3.24 показан график зависимости производительности пылеуловителя при различных перепадах давления Ар на аппарате. Наибольшая очистка газа достигается при обеспечении работы этого пылеуловителя в зоне, ограниченной кривыми Omjn и Отах, а при выходе рабочей точки из этой зоны эффективность очистки резко падает.
Циклонный пылеуловитель (рис. 3.25) представляет собой сосуд цилиндрической формы, рассчитанный на рабочее давление
260
р, МПа
Рис. 3.24. Г рафик зависимости производительности пылеуловителя от давления Q = f(p) при различных перепадах давления на аппарате Др
3
Рис. 3.25. Пылеуловитель мульти-циклонный вертикальный:
I — входной патрубок; 2 — циклонные трубы; 3 — выходной патрубок; 4 — отбойная решетка; 5 — люк-лаз; б — перегородка; 7 — сборная емкость; 8, 9,10—дренажные патрубки; 11 — патрубки пароподогревателя
261
9-2 164
в газопроводе, со встроенными в него циклонами.
Циклонный пылеуловитель состоит из двух секций: нижней — отбойной и верхней — осадительной.
В нижней секции находятся циклонные трубы 2, укрепленные в перегородке 6 и крышке конусной емкости 7, предназначенной для сбора твердых и жидких примесей. На корпусе пылеуловителя выполнены входной 1 и выходной 3 патрубки для газа, люк-лаз 5, патрубки 8, 9, 10 для дренажа жидких и твердых примесей из разных полостей агрегата, патрубки 11 для пароподогревателя, предназначенного для разогрева и превращения в жидкую фазу уловленного шлама в зимних условиях.
Очищаемый газ поступает через входной патрубок 7, изменяет направление движения и скорость, за счет чего происходит первичная очистка от крупных частиц, оседающих в нижней части аппарата. Далее газ поступает в циклоны 2, где примеси отделяются и выпадают по дренажным трубкам в конусную сборную емкость 7. В верхней части агрегата имеется отбойная решетка 4; за счет изменения скорости и направления потока в этой части происходит окончательная очистка, а уловленные примеси дренируются по трубкам в конусную емкость. Уловленные жидкие и твердые примеси периодически удаляются по дренажным линиям в систему их сбора. Номинальное гидравлическое сопротивление аппарата 0,039 МПа. Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более и 95 % — для частиц капельной жидкости.
В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую ступень очистки, в качестве которой используют фильтры-сепараторы, устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей.
Фильтр-сепаратор (рис. 3.26) состоит из корпуса 4, разделенного перегородкой 5 на две секции и снабженного торцевой крышкой 1 с быстроразъемным затвором и патрубками 3 и 7 для входа и выхода газа. В первой по ходу газа секции располагаются 54 фильтрующих элемента 11, предназначенные для улавливания твердых частиц размером от 1 мкм и более. Для гашения скорости потока и защиты фильтрующих элементов от прямого удара струи газа установлен отбойный щиток 2. Во второй секции размещен пакет туманоуловителя 6, в котором газ окончательно очищается
262
Рис. 3.26. Конструктивная схема фильтра-сепаратора:
/ — крышка; 2 — отбойный щиток; 3 — входной патрубок; 4 — корпус; 5 — перегородка; 6 — пакет туманоуловителя; 7 — выходной патрубок; 8—дре-I южный патрубок; 9 —дренажный коллектор; 10—перегородка коллектора;
11 — фильтрующий элемент
от жидких частиц в капельном и туманообразном состоянии. Под корпусом расположен дренажный коллектор 9. разделенный на две части перегородкой 10 и снабженный дренажными патрубками 8 из каждой части коллектора.
Работа фильтров-сепараторов основана на принципе фильтрации газа через слой специальным образом обработанного стекловолокна толщиной 15 мм. Этот материал натягивается на перфорированную трубу (коэффициент перфорации около 23 %). По мере загрязнения фильтрующих элементов их заменяют на отключенном аппарате через открытую крышку с быстроразъемным затвором. Контроль за работой фильтра осуществляется по перепаду давления в секциях, номинальное гидравлическое сопротивление фильтра — 0,044 МПа, максимальный допустимый перепад давления (по мере загрязнения фильтрующих элементов) — до 0,078 МПа.
Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжен электрообогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-измерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавливание механических примесей на поверхности фильтрующего элемента, что приводит к увеличению перепада дав
263
лений на фильтре-сепараторе. При достижении перепада, равного 0,044 МПа, фильтр-сепаратор необходимо отключить и произвести в нем замену фильтрующих элементов на новые.
Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, наличие двух ступеней очистки обязательно на станциях подземного хранения газа (СПХГ), а также на первой по ходу линейной компрессорной станции, принимающей газ из СПХГ. После очистки содержание механических примесей в газе не должно превышать 5 мг/м3.
3.6.	СИСТЕМЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ГАЗА НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ
Компримирование газа на КС приводит к повышению его температуры на выходе станции. Численное значение этой температуры определяется ее начальным значением на входе КС и степенью повышения давления газа.
Излишне высокая температура газа на выходе станции, с одной стороны, может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода и недопустимым температурным напряжениям в стенке трубы, а с другой стороны, — к снижению подачи технологического газа и увеличению энергозатрат на его компримирование (из-за увеличения его объемного расхода).
В микроклиматическом районе с холодным климатом для участков с многолетнемерзлыми грунтами необходимо охлаждать газ до отрицательных температур с целью предотвращения протаивания грунтов вокруг трубопровода. В противном случае это может привести к смещению трубопровода и, как следствие, к возникновению аварийной ситуации.
Охлаждение газа до температуры грунта следует предусматривать на станциях охлаждения газа, обеспечивающих стабильный уровень температуры в газопроводе. В других районах охлаждение газа следует предусматривать, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения.
Количество аппаратов воздушного охлаждения следует определять гидравлическим и тепловым расчетом газопровода, исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха, среднегодовой температуры грунта и оптимальной среднегодовой
264
температуры охлаждения газа.
Количество аппаратов воздушного охлаждения газа должно быть уточнено гидравлическим и тепловым расчетом газопровода для абсолютной максимальной температуры наружного воздуха и июльской температуры грунта. Полученную при этом температуру транспортируемого газа следует принимать в расчетах устойчивости и прочности трубы и изоляции.
При невозможности обеспечить требуемую степень устойчивости и прочности трубы количество аппаратов воздушного охлаждения должно быть увеличено.
Оптимальную среднегодовую температуру охлаждения газа необходимо принимать на 10 — 15 °C выше расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха. Расчетную температуру наружного воздуха на входе в АВО в данный рассматриваемый период (год, квартал, месяц) следует вычислять по формуле
Тв = Та + 6Та,	(3.4)
где Га — средняя температура наружного воздуха в рассматриваемый период, определяемая по данным главы СНиП 2.01.01-82;
5Та — поправка на изменчивость климатических данных, STa следует принимать равной 2 °C.
Тепловой расчет аппаратов воздушного охлаждения газа выполняют по "Методике теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения" института ВНИИнефтемаш. В тепловом расчете принимают 10 %-ный запас поверхности теплообмена, учитывающий возможность выхода из строя отдельных вентиляторов и загрязнения поверхностей теплообмена в процессе эксплуатации.
Установка охлаждения газа должна быть общей для всех газоперекачивающих агрегатов компрессорного цеха, иметь коллекторную схему обвязки и обвод. На реконструируемых компрессорных станциях допускается проектировать установки охлаждения газа на нагнетательной линии каждой группы газоперекачивающих агрегатов.
Следует предусматривать аварийную остановку компрессорной станции при повышении температуры газа на выходе аппаратов воздушного охлаждения газа выше 70 °C. При повыше
265
9-3 164
нии температуры газа на выходе АВО до + 45 °C следует предусматривать предупредительный сигнал и автоматическое включение вентиляторов АВО, находящихся в резерве.
До последнего времени существовала точка зрения о необходимости охлаждения газа при больших степенях сжатия для обеспечения сохранности антикоррозийной изоляции трубы. Вопрос об охлаждении газа решался для каждого конкретного случая на основании технико-экономических расчетов, причем предельные температуры устанавливали исходя из условий термоустойчивости битумных покрытий, равной -I- 70 °C.
В связи с увеличением диаметра газопроводов, непрерывным ростом степени сжатия, строительством газопроводов в слабоза-щемляющих грунтах, например в песках Средней Азии и северных районах, появилась необходимость поддержания температуры газопровода на постоянном уровне как по длине газопровода, так и во времени (изотермический режим работы газопровода). Такой режим повышает несущую способность грунта, что увеличивает надежность линейной части. Температура газа в северных условиях должна находиться на уровне температуры вечномерзлого грунта.
Кроме этого, в дальнейшем будет поставлена задача более глубокого охлаждения газа в целях роста производительности газопроводов за счет увеличения плотности перекачиваемого газа.
Исследования показывают, что для охлаждения газа возможно применение как одноконтурных, так и двухконтурных (с промежуточным теплоносителем) систем охлаждения с использованием аппаратов воздушного охлаждения. При более глубоком охлаждении необходимо применять холодильные агрегаты для полного охлаждения, либо для доохлаждения газа после аппаратов воздушного охлаждения. К теплообменным аппаратам, предназначенным для охлаждения газа, предъявляется ряд требований эксплуатационного характера: отсутствие смешения газа и охлаждающей среды, малая засоряемость поверхностей теплообмена и всего аппарата, удобство ревизий и ремонта, надежность работы аппарата и отдельных его узлов. Существенное значение имеют небольшая стоимость и простота изготовления.
Взаимное расположение теплообменных секций и вентиляторов для прокачки воздуха практически и определяет конструктивное оформление АВО. Теплообменные секции АВО можно располагать горизонтально, вертикально, наклонно, зигзагообразно, что
266
и определяет компоновку аппарата.
В последние годы на КС применяют аппараты воздушного охлаждения различных конструкций: горизонтальные (АВГ), вертикальные (АВВ), зигзагообразные (АВЗ) и шатровые (АВШ), малопоточные обозначаются АВ-М (табл. 3.11).
Обозначение моделей и аппаратов воздушного охлаждения состоит из следующих букв и цифр: в числителе — шифр аппарата (АВГ, АВВ и т. д.), тип продукта (В — вязкие, ВВ — высоковязкие), число вентиляторов, давление (6, 10, 16, 25, 40, 64 кгс/см2) и группа материального оформления (Б — биметаллические трубы, М — монометаллические трубы), знаменатель — число рядов труб, чис-
Таблица 3.11
Техническая характеристика АВО для охлаждения газа
Показатели	Марка (тип) аппарата			
	АВГ-120	АВГ-160	2АВГ-75	АВЗ-9-64-Б1-ВЗ
Тип	Горизонтальный	Горизонтальный	Горизонтальный	Зигзагообразный
Число секций	6	4	3	6
Число рядов труб в секции	8	6	6	8
Число ходов по трубам	1	3	1	2
Коэффициент оребрения Поверхность по оребрению,	22	14,6	20-22	9
м2	28100	7920	9660- 10360	5300
Длина труб, м	12	7,9	12	6
Давление в трубах, МПа Температура в трубах	12,0	16,0	7,5	5,6
расчетная, °C	150	—	150	200
Диамезр колеса вентилятора, м	5,0	—	5	—
Частота вращения, об/мин	250	—	250	—
Расход воздуха номин., м3/ч	390000	800000	450000	720000
Напор полный, МПа	2,0	—	2,0	3,0
Потребляемая мощность, кВт	31,7	40	37	75
Число вентиляторов	4	4	2	1
Марка электродвигателя	ЕАСО16-14-24		—	—	—
Установленная мощность, кВт	37	—	37	100
Число электродвигателей	4	4	2	1
Масса аппарата, кг	108000	45600	46650- 44250	34200
Габариты, м	12,7x12x5,7	9,0x8,7x4,1	6x12	6,33x6x6
267
ло ходов и длина труб. Например, Авг—~———— обозначает ап-6—2—4
парат воздушного охлаждения, горизонтальный, для вязких продуктов, одновентиляторный, давление 64 кгс/см2, группы материального оформления Б1, шестирядный, двухходовой, с длиной труб 4 м.
Аппараты воздушного охлаждения различаются также расположением вентилятора. При нижнем расположении вентилятора холодный атмосферный воздух прокачивается через теплообменные секции под избыточным давлением, создаваемым вентилятором (рис. 3.27). При верхнем расположении вентилятора (рис. 3.28) нагретый воздух проходит в межтрубном пространстве секций за счет разрежения, возникающего еред вентилятором.
Аппараты воздушного охлаждения следует выбирать применительно к конкретным условиям с учетом необходимой поверхности теплообмена, рабочего давления, температуры охлаждающего воздуха, требуемой степени охлаждения, параметров охлаждаемого газа. Теплопередающую поверхность выполняют из монометаллических труб с оребрением (алюминий, латунь и др.) и биметаллических труб, у которых внутренние трубы выполнены из углеродистой, хромистой или нержавеющей стали, а наружные — из латуни, алюминия или легкой стали. Материал труб должен обладать коррозионной устойчивостью в условиях рабочей среды, а материал ребер — коррозионной устойчивостью в атмосферных условиях.
Уменьшение температуры технологического газа, поступающего в газопровод после его охлаждения в АВО, приводит к уменьшению средней температуры газа на линейном участке трубопровода и, как следствие, к снижению температуры и увеличению давления газа на входе в последующую КС. Это, в свою очередь, приводит к уменьшению степени сжатия на последующей станции (при сохранении давления на выходе из нее) и энергозатрат на компримирование газа по станции.
Очевидно также, что оптимизация режимов работы АВО должна соответствовать условию минимальных суммарных энергозатрат на охлаждение и компримирование газа на рассматриваемом участке работы газопровода.
Следует также отметить, что АВО газа являются экологически чистыми устройствами для охлаждения газа, не требуют расхода
268
1	i	:
Рис. 3.27. Схема АВО зигзагообразного типа с нижним расположением вентилятора:
/ — секция; 2 — металлическая несущая конструкция; 3 — диффузор; 4 — коллектор; 5 — лопасти вентилятора; 6 — привод; 7 — комплект жалюзи
Рис. 3.28. Аппарат воздушного охлаждения газа с верхним расположением вентилятора:
1	— теплообменная поверхность;
2—вентилятор; 3—патрубок; 4— диффузор; 5 — клиноременная передача; 6 — электродвигатель
269
9-4 164
воды, относительно просты в эксплуатации. Широко применяют следующие типы АВО газа: 2АВГ-75 отечественного производства и производства Германии, АВЗД, фирм "Нуово Пиньоне", "Хадсон Италия" и "КрезоЛуар".
Быстрый рост добычи и транспорта газа, особенно из удаленных от промышленных районов крупнейших месторождений Севера, повлекший за собой значительное увеличение протяженности трасс магистральных газопроводов и переход на трубопроводы больших диаметров, способствовал разработке новых технологических решений, направленных на повышение пропускной способности и надежности газотранспортных магистралей. Одно из таких решений — охлаждение компримируемого газа, которое в современной практике производится в однородных системах с использованием только АВО или холодильных машин (ХМ), включаемых параллельно на выходе газа из КС. Можно также применять неоднородные системы охлаждения, в которых температура газа снижается сначала в АВО, установленных на выходе газа из КС, а затем в холодильных машинах.
Результаты испытаний и обобщение опыта эксплуатации однородных систем охлаждения газа с АВО показывают, что их применение ограничивается температурой атмосферного воздуха ta. Если необходимо охладить газ до температуры окружающего воздуха или ниже, такие системы оказываются непригодными.
В этом случае можно использовать однородные системы с ХМ обычного типа или неоднородные системы, включающие АВО и холодильные машины. В качестве ХМ для охлаждения природного газа после его компримирования в данное время применяются в основном холодильные пропановые машины с ГМК типа 10ГКН. Большое внимание уделено разработке и внедрению абсорбционных и пароэжекторных холодильных установок, работающих на тепле выпускных газов ГПА.
Во ВНИИГАЗ разработана технология охлаждения природного газа на КС в однородных системах с использованием в них парокомпрессионных холодильных машин, работающих на бинарном хладоагенте — смесь пропана (60 %) и бутана (40 %).
В настоящее время осваивается производство таких машин с электроприводными агрегатами АТП 5-8/1 и АТП 5-16/1 холодопроизводительностью 9,3— 18,6 МВт, а также с газотурбинными агрегатами ТКА-П-6,3/10 холодопроизводительностью 18,6 МВт.
270
Применение в системах охлаждения рассматриваемых машин позволит существенно улучшить процесс охлаждения и соответственно повысить технико-экономические показатели охлаждения газа. Однако применение однородных систем с ХМ связано с увеличением капитальных и эксплуатационных затрат. На основе анализа факторов, влияющих на экономические показатели систем охлаждения газа, разработаны новые, более эффективные системы, к числу которых относят и созданную во ВНИИГАЗ рекуперативную систему охлаждения газа РСО (рис. 3.29).
Рис. 3.29. Рекуперативная система охлаждения газа и характер изменения температуры:
1 — рекуперативный теплообменник (РТО); 2 — нагнетатель; 3 — детандер (расширительная машина); 4 — дроссельное устройство; 5 — УТИХМ (утилизационная холодильная машина); tf — температура перед РТО (прямой поток газа); t2 — температура перед ГПА; t3 — температура перед АВО; t4 — температура перед РТО (обратный поток газа); t5 — температура после системы охлаждения (с недорекуперацией); t6 — температура после системы охлаждения (без недорекуперации); Д tHp — недорекуперация; ЛТ— недоох-лаждение в АВО
271
В этой системе осуществляется не только первичное охлаждение газа перед его поступлением в газопровод и поддерживается постоянной температура газа в процессе его движения по газопроводу, но и обеспечивается транспортирование газа по газопроводу при его пониженных или низких температурах. При этом газ может транспортироваться как при температурах, равных или близких к температуре грунта, так и при отрицательных температурах ( — 50) —( — 60 °C). При этом значительно повышается пропускная способность и надежность газотранспортных магистралей.
Транспортируемый газ, имеющий температуру flt из газопровода поступает в рекуперативный теплообменник РТО, где за счет теплообмена с газом обратного потока нагревается до температуры t2 и поступает с этой температурой на вход нагнетателя ГПА. В нагнетателе газ сжимается политропически и одновременно нагревается до температуры t3.
Нагретый газ поступает в АВО, где охлаждается за счет теплообмена с атмосферным воздухом до температуры 14. Уровень температуры t4 определяется уровнем температуры атмосферного воздуха ta и всегда должен быть выше его на величину недоохлаж-дения ЛТ= t4 — ta, оптимальные значения которой находятся обычно в пределах 10 — 15 °C. Предварительно охлажденный в АВО газ затем доохлаждается в РТО за счет теплообмена с газом прямого потока до температуры t5. Эта температура при идеальном газе будет всегда выше температуры 1, на величину недорекуперации AtHp. В зависимости от площади теплообмена и эффективности работы РТО величина AtHp может иметь различные значения. В предельном случае при бесконечно большом по площади РТО AtHp = 0. Рациональные значения этой величины обычно находятся в пределах 8—10 °C.
Газ, имеющий после РТО температуру t5, направляется в детандер (расширительную машину), где дополнительно охлаждается за счет расширения до температуры t6, равной входной температуре tt, и при такой температуре поступает в газопровод, где он движется до следующей КС, на которой вновь повторяется описанный выше цикл сжатия и охлаждения газа.
Температура газа может понизиться на величину AtHp или до более низких температур не только в детандере, но и в холодильной машине, работающей на тепле выпускных газов ГПА, при этом газ из РТО с температурой t5 поступает в холодильную маши
272
ну, где охлаждается до заданной температуры t6, а затем попадает в газопровод.
Степень предварительного подогрева газа в РТО у этой системы Atp-ro должна быть такой, чтобы с учетом дополнительного нагрева газа в нагнетателе ГПА оказалось бы возможным сбросить получаемое газом при сжатии тепло с помощью АВО в окружающий атмосферный воздух. При этом температура конца охлаждения в АВО — t4 всегда должна оставаться более высокой, чем температура атмосферного воздуха. При бесконечно большом по площади РТО и, следовательно, AtHp = O падение температуры газа в АВО точно равняется повышению температуры газа при его сжатии в нагнетателе ГПА. При наличии недорекуперации падение температуры в АВО всегда будет меньшим на величину падения температуры в детандере. В этом случае требуемая степень повышения давления газа в нагнетателе должна быть выше степени повышения давления, необходимого для восстановления потерь давления в газопроводе, на величину, обеспечивающую снятие недорекуперации за счет расширения газа в детандере.
В некоторых случаях более целесообразным может оказаться использование при реальных газах вместо детандера эффекта Джоуля-Томпсона, создаваемого путем пропускания газа через дроссельное устройство. В этом случае отпадает необходимость в применении детандера, что существенно упрощает конструкцию и эксплуатационные характеристики системы.
При эксплуатации газопроводов с температурами транспортируемого газа, близкими к температуре грунта, в большинстве случаев отсутствует необходимость строгого соблюдения равенства температур на входе и выходе КС. Обычно допускается, чтобы температура газа на выходе была на 4 — 8 °C выше температуры газа на входе. При движении газа но газопроводу от одной КС до другой это превышение температуры будет снято за счет отвода тепла в окружающий грунт. В этом случае роль устройства, снимающего недорекуперацию, будет играть сам газопровод.
Если газ транспортируется при низких температурах и по трубопроводу, имеющему тепловую изоляцию стенок, то, как показывают специальные расчеты, при хорошей изоляции будет наблюдаться некоторое (на 4 — 8 °C) снижение температуры газа по мере движения его от одной КС до другой вследствие его изоэнтальпи-ческого расширения. Очевидно, и в этом случае трубопровод бу
273
дет также играть роль устройства, снимающего недорекуперацию газа в системе охлаждения.
В обоих этих случаях газ будет поступать в трубопровод непосредственно с температурой t5, более высокой, чем температура t1( охлаждаться в нем за счет того или иного эффекта до температуры ti и с этой температурой пос тупать к следующей КС.
Полное охлаждение газа до его первоначальной температуры может потребоваться только при транспортировке газа по трубопроводу в условиях вечной мерзлоты. Устранение возможности растепления вечномерзлых грунтов требует, чтобы температура газа после системы охлаждения равнялась бы температуре газа до нее, и обе они вместе должны равняться температуре вечномерзлого грунта. В этом, последнем, случае система должна применяться в полном объеме, с "внутренним" снятием недорекуперации и с использованием детандера (холодильной машины) или дроссельного устройства.
Таким образом, в рассматриваемой системе температурный потенциал сжатого газа повышается за счет рекуперации тепла до уровня, позволяющего сбросить получаемое газом при сжатии в нагнетателе тепло в окружающую среду с помощью обычных АВО, т. е. уровня, превышающего ta. При этом затрачивается дополнительная работа, равная разнице работ сжатия газа с начальными температурами, равными температурам после и до РТО. Последнее означает, что описываемая система по характерным признакам аналогична любым другим системам охлаждения, задача которых также заключается в повышении за счет затраты определенного количества работы температурного потенциала рабочего тела с некоторого, более низкого уровня, до относительно более высокого, при котором отбираемое на низком температурном потенциале тепло может уже сбрасываться в окружающую среду.
3.7.	УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА ТОПЛИВНОГО, ПУСКОВОГО, ИМПУЛЬСНОГО И ДЛЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
На площадках компрессорных станций необходимо предусматривать установку подготовки газа топливного, пускового, импульсного и для собственных нужд КС и жилого поселка. На установке проводят:
274
очистку, подогрев и редуцирование топливного газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов;
очистку и редуцирование пускового газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов;
очистку и осушку импульсного газа;
очистку и редуцирование газа для собственных нужд компрессорной станции и жилого поселка;
измерение расхода газа.
Отбор газа на установку подготовки предусматривается:
от узла подключения компрессорной станции к газопроводу (до и после обводного крана № 20 станции);
после установки очистки газа (основной отбор);
из нагнетательных шлейфов компрессорного цеха (в зимний период).
В технологической схеме установки подготовки газа следует предусматривать:
подогрев топливного газа до плюс 25 °C, редуцирование его до рабочего давления в соответствии с техническими условиями заводов-изготовителей газоперекачивающих агрегатов и поддержание этого давления с точностью до ± 0,05 МПа;
измерение и редуцирование топливного газа котельной, резервной электростанции и подогревателей газа;
осушку импульсного газа до точки росы минус 55 °C (при рабочем давлении);
хозрасчетное измерение и учет суммарного расхода топливного, пускового и импульсного газа с коррекцией по температуре и давлению;
выдачу результатов измерения расхода на диспетчерский пункт КС.
Блоки редуцирования следует проектировать в соответствии с требованиями СНиП 2.04.08-87*. Топливный газ после установки подготовки должен соответствовать требованиям ГОСТ 21199 — 82.
Система подогрева топливного газа должна включать не менее двух подогревателей. При отключении одного из подогревателей оставшиеся в работе должны обеспечивать не менее 70 % номинальной тепловой производительности системы.
В системе редуцирования давления пускового и топливного газа необходимо предусматривать:
100 %-ный резерв регуляторов давления;
275
автоматическое переключение рабочей и резервной линий; обвод регуляторов давления.
Система подготовки импульсного газа должна включать: два ресивера, один из которых предназначается для узла подключения КС; два адсорбера; печь газа регенерации адсорбента. Вместимость ресиверов импульсного газа следует рассчитывать из условия обеспечения перестановки всех кранов компрессорной станции при двух последовательных аварийных остановках станции.
Необходимо предусматривать автоматическое измерение вла-госодержания импульсного газа с помощью регистрирующего влагомера.
Объем адсорбента следует рассчитывать на следующие условия:
число аварийных остановок компрессорной станции — два в год;
число пусков и остановок каждого газоперекачивающего агрегата — 20 в год;
время заполнения ресиверов — не менее 15 мин;
периодичность регенерации адсорбента — 2 — 3 раза в год.
Система подготовки импульсного газа должна иметь два адсорбера, в одном из которых происходит осушка газа, в другом — регенерация (либо он находится в резерве). Регенерацию адсорбента необходимо производить осушенным природным газом, подогретым в печи газа регенерации.
Следует предусматривать контрольное (технологическое) измерение расхода топливного газа по каждому газоперекачивающему агрегату. Измерительные диафрагмы необходимо устанавливать на линиях после смешивания потоков газа, идущих от блока редуцирования и от уплотнения нагнетателей.
Цеховые коллекторы топливного, пускового и импульсного газа должны иметь продувочные и дренажные свечи.
В качестве примера рассмотрим блок подготовки топливного, пускового и импульсного газа (БТПГ), предназначенного для снабжения агрегатов ГТН-6 компрессорной станции "Кармаскалин-ская" топливным газом давлением 1,4 — 1,5 МПа, пусковым газом давлением 1,0 МПа и импульсным газом для работы кранов обвязки ГПА и коллекторов технологического газа (рис. 3.30).
Система топливного и пускового газа предназначена для подачи газа с требуемым давлением и в необходимом количестве к га-276
Рнс. 3.30. Схема блока подготовки топливного, пускового и импульсного газа КС "Кармаскалинская"
2П
зоперекачивающим агрегатам. Система импульсного газа обеспечивает его подачу к узлам управления и пневмоцилиндрам для перестановки кранов топливного и пускового газа, а также к контрольно-измерительным приборам и устройствам автоматического регулирования ГПА. В качестве топливного, пускового и импульсного газа используется транспортируемый газ. Отбор газа на установку подготовки топливного, пускового и импульсного газа производится из всасывающего коллектора после пылеуловителей или нагнетательных шлейфов компрессорного цеха в зимний период при аварийной остановке подогревателей топливного газа. Для первоначального запуска ГПА отбор газа производят из газопровода.
В БТПГ входят:
два сепаратора первой ступени диаметром 800 мм, р = 6,4 МПа; два подогревателя газа ПГА-10;
два сепаратора второй ступени для топливного газа диаметром 800 мм, р = 1,6 МПа;
один блок-бокс редуцирования топливного и пускового газа ГБКС.030.00.00.000 СПКБ ПНГСМ;
узел регулирования импульсного газа (дросселирование до давления 1,66 МПа);
блок адсорберов 948.351.00.00.00 (Туламашгаз), р = 5,39 МПа;
приборы КИПиА
фильтры тонкой очистки топливного и пускового газа.
Отбор газа на БТПГ производится из четырех точек:
через кран № 86 из входного коллектора газопровода, до крана №20;
через кран № 87 из выходного коллектора газопровода, после крана № 20;
через кран № 88 из выходного коллектора, до АВО газа;
через кран № 89 из выходного коллектора, после АВО газа.
Через один из кранов (№ 86; 87; 88; 89) газ поступает сначала в сепараторы первой ступени, затем (через краны № 4; 8; 9; 12) на автоматический подогреватель газа ПГА-10, где нагревается до температуры 20 — 50 °C. Подогретый в подогревателях топливный газ после блока редуцирования с давлением 0,78 — 0,98 МПа подается в коллектор сепараторов второй ступени, а затем через краны № 14 и 16 в сепараторы С-2 второй ступени. После прохождения сепараторов второй ступени топливный газ направляется в кол
278
лектор топливного газа компрессорного цеха диаметром 400 мм.
Пусковой газ после блока редуцирования с давлением 0,78 — 0,98 МПа направляется в коллектор пускового газа компрессорного цеха диаметром 200 мм.
Для обеспечения бесперебойной работы пневматических приводов и приборов импульсный газ предварительно очищают и осушают. Степень очистки и осушки импульсного газа должна быть такой, чтобы исключалось заедание и обмерзание рабочих исполнительных органов при температуре наружного воздуха до — 50 °C. Осушенный импульсный газ направляется:
в коллектор импульсного газа высокого давления (р = 5,5 МПа) для управления пневмоприводными кранами обвязки компрессорных агрегатов и кранами узла подключения;
в коллектор импульсного газа низкого давления (предварительно дросселированный до 1,66 МПа) для управления кранами топливного и пускового газа.
Регенерация адсорбента осуществляется горячим воздухом, отбираемым от осевого компрессора газоперекачивающих агрегатов.
В общем случае давление топливного и пускового газа зависит от типа ГПА. Топливный газ редуцируется для ГТН-6 до 0,9 МПа, для ГТК-10-4 и ГТН-16 — до 1,5 МПа, для ГТН-25 — до 2,45 МПа. Пусковой газ проходит через регуляторы, снижающие его давление до 0,9 МПа для ГТН-6, до 1,5 МПа — для ГТК-10-4, ГТН-16 и до 2,5 МПа — для ГТН-25.
Схема подачи топливного и пускового газа к газотурбинным установкам показана на рис. 3.31.
Топливный газ поступает из коллектора в камеру сгорания через кран № 12бис, расходомерную диафрагму, кран № 12, стопорный (СК) и регулирующий (РК) клапаны. Краны № 14 и 15 используются для запальной и дежурной горелки в период пуска агрегата.
Пусковой газ из системы редуцирования, где снижается его давление до 1,0 — 1,5 МПа, поступает через краны № 11 и 13 на вход в турбодетандер, где расширяется (давление снижается до атмосферного) и совершает полезную работу, идущую на раскрутку осевого компрессора и турбины высокого давления.
Системы пускового, топливного и импульсного газа на КС могут различаться не только уровнем давлений, но и конструктивно. В последние годы широкое применение нашли блочные установки. В качестве примера можно привести блок топливного и пуско-
279
Цеховой коллектор топливного газа
Камера сгорания
Ту рбодетанде р
Рис. 3.31. Схема подачи топливного и пускового газа к газотурбинным установкам
вого газа БТПГ 6/75.
Блок БТПГ 6/75 предназначен для эксплуатации в условиях умеренного и холодного климата при температуре окружающего воздуха от — 55 до + 50 °C.
Технические данные
Давление газа на входе, МПа................................. 3,5—7,5
Количество выходов................................два	(для топливного
и пускового газа)
Давление топливного газа на выходе, МПа..........................2,5
Давление пускового газа на выходе, МПа..........................2,5
Пропускная способность линии пускового газа в нормальных условиях по ГОСТ 2939—63, м3/ч................... 18000
Пропускная способность линии топливного газа в нормальных условиях по ГОСТ 2939—63, м3/ч.................. 35000
Блок БТПГ состоит из следующих основных частей: подогревателя газа; блока редуцирования; двух датчиков замера расхода газа.
280
Блок БТПГ работает следующим образом:
Газ высокого давления (3,5 — 7,5 МПа) проходит через расходомерную диафрагму, соединенную трубками с блоком датчиков замера расхода газа, в котором установлен сильфонный дифманометр ДСС-734, производящий замер расхода газа, поступающего на вход БТПГ.
Температуру газа на входе замеряют термосопротивлением ТСМ-50711.После диафрагмы расходомерный газ распределяется на два потока: часть газа поступает в подогреватель, откуда подогретый газ поступает на вход линии топливного газа блока редуцирования, а часть газа поступает непосредственно на вход линии пускового газа блока редуцирования.
Узел редуцирования топливного газа состоит из двух редуцирующих ниток: верхней и нижней. Редуцирующие нитки равноценны как по составляющему их оборудованию, так и по пропускной способности.
Перед редуцированием газ очищается от механических примесей в фильтрах. Фильтрующим элементом является металлическая сетка.
Между фильтрами и регуляторами давления газа установлены компенсаторы для облегчения разборки при проведении ремонтных или профилактических работ на регуляторах.
Очищенный газ высокого давления поступает на вход регуляторов давления газа РДУ 80-01, в которых высокое давление газа рвх — 3,5 — 7,5 МПа снижается до рвых = 2,5 МПа. Регуляторы давления (РД) на каждой редуцирующей нитке настроены на одно и то же выходное давление.
После блока редуцирования топливный газ проходит через расходомерную диафрагму, связанную трубками с блоком датчиков замера расхода газа.
Узел редуцирования пускового газа состоит из двух ниток: верхней и нижней. На входе нижней нитки установлен кран с пневмоприводом, управление которым осуществляется с помощью блока БУЭП35 вручную по месту или дистанционно. Перед редуцированием газ очищается от механических примесей в фильтре, откуда газ поступает на вход регулятора давления РДУ 80-01 32, где высокое давление газа рвх = 3,5 —7,5 МПа снижается до рвых = 2,5 МПа. На входе верхней редуцирующей нитки установлен кран с ручным приводом и регулятор давления РДУ 80-01 31.
281
На обеих нитках перед РД установлены компенсаторы для облегчения разборки при проведении ревизии и ремонтных работ.
Защита линий пускового и топливного газа от повышения давления осуществляется предохранительными клапанами.
Контроль за режимом работы основных узлов осуществляется с помощью датчиков, расположенных в блоках электроконтакт-ных манометров, манометрических термометров и термометров сопротивления.
Систему подготовки импульсного газа также можно выполнять блочно в виде узла подготовки импульсного газа (УПИГ).
В состав УПИГ входит следующее оборудование: фильтры-сепараторы, адсорберы, огневой подогреватель, газовый ресивер, запорная арматура, контрольно-измерительные приборы, трубопроводы и гибкие резиновые шланги.
Фильтры-сепараторы предназначены для очистки импульсного газа от механических примесей и влаги. Адсорберы предназначены для осушки импульсного газа путем поглощения воды, находящейся в газе. Поглощение осуществляется адсорбентом, находящимся в полости адсорберов. На компрессорной станции для осушки импульсного газа в качестве адсорбента широко применяется гранулированный мелкопористый силикагель марки КСМ (ГОСТ 3956 — 54), который в зависимости от относительной влажности газа поглощает водяных паров при температуре 20 °C от 9 до 35 % от собственного веса, что способствует понижению точки росы газа на 50 — 60 °C. Из-за недостаточной степени очистки и осушки импульсного газа возможно заедание и обмерзание исполнительных органов при низких температурах наружного воздуха.
Как правило, из двух адсорберов в рабочем режиме поглощения влаги находится один. Другой адсорбер находится в режиме восстановлёния адсорбента. Восстановление осуществляется путем пропускания части подогретого до высокой температуры газа (около 300 °C) через увлажненный адсорбент. Дело в том, что при достижении предельной влажности, силикагель теряет способность дальнейшего поглощения влаги и для возобновления его адсорбционных свойств через него пропускают горячий теплоноситель. Осушку силикагеля проводят один раз в 2 — 3 месяца. Для подогрева газа используют огневой подогреватель. Цикл регенерации силикагеля длится примерно 4 — 6 ч, цикл охлаждения — 2 — 4 ч.
При эксплуатации УПИГ с помощью контрольно-измеритель-
282
пых приборов осуществляется контроль за давлением и температурой газа, его расходом и точкой росы, которая должна составлять — 25 °C.
После УПИГ газ поступает ко всем общестанционным кранам на узел подключения, режимным и агрегатным кранам, а также на низкую сторону к кранам топливного и пускового газа.
3.8.	СИСТЕМА МАСЛОСПАБЖЕНИЯ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ И ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ
Система маслоснабжения компрессорной станции включает в себя две маслосистемы: общецеховую и агрегатную.
Общецеховая маслосистема (рис. 3.32) предназначена для приема, хранения и предварительной очистки масла перед подачей его в расходную емкость цеха. Эта система включает в себя: склад ГСМ 1 и помещение маслорегенерации 3. На складе имеются в наличии емкости 2 для чистого и отработанного масла. Объем емкостей для чистого масла подбирают исходя из обеспечения работы агрегатов сроком не менее 3 месяцев. В помещении склада ГСМ устанавливают емкость для регенерированного масла и емкость для отработанного масла, установку для очистки масла типа ПСМ-3000-1, насосы для подачи масла к потребителям, а также систему маслопроводов с арматурой.
После подготовки масла на складе ГСМ и проверки его качества подготовленное масло поступает в расходную емкость. Объем расходной емкости выбирается равным объему маслосистемы ГПА, плюс 20 % для подпитки работающих агрегатов. Эта расходная емкость, оборудованная замерной линейкой, используется для заправки агрегатов маслом. Для газотурбинных ГПА применяется масло марки ТП-22С или ТП-22Б. Для организации движения масла между складом ГСМ и расходной емкостью, а также для подачи к ГПА чистого масла и откачки из него отработанного масла их соединяют с помощью маслопроводов. Эта система должна обеспечивать следующие возможности в подаче масла:
подачу чистого масла из расходного маслобака в маслобак ГПА, при этом линия чистого масла не должна соединяться с линией отработанного масла;
подачу отработанного масла из ГПА только в емкость отрабо-
283
Рис. 3.32. Общецеховая маслосистема:
1 — склад ГСМ; 2 — емкости масляные; 3 — помещение маслорегенерации; 4 — газоперекачивающие агрегаты;
5 — маслобак ГПА; 6 — маслопроводы; 7 — аварийная емкость
284
тонного масла;
аварийный слив и перелив масла из маслобака ГПА в аварий? ную емкость. Для аварийного слива необходимо использовать •лектроприводные задвижки, включаемые в работу в автоматическом режиме, например при пожаре.
На рис. 3.33 приведена схема маслосистемы для агрегата ГТК-25И фирмы "Нуово-Пиньоне", которая включает в себя: смазочную систему, систему управления и гидравлическую систему, обеспечивающую подачу масла высокого давления на привод стопорного и регулирующего клапанов топливного газа, узла управления поворотными сопловыми лопатками ТНД, а также подачу масла в систему уплотнения центробежного нагнетателя.
Система смазки ГПА включает в себя три масляных насоса 6 (главный, вспомогательный и аварийный), маслобак 1 с напорными и сливными трубопроводами 9, предохранительный клапан 7, охладитель масла 2, два основных фильтра со сменными фильтру-
В систему
Рис. 3.33. Система смазки ГТК-25И:
1 — маслобак; 2 — охладитель масла; 3 — фильтры масляные; 4 — фильтры масляные муфт; 5 — регулятор давления; 6—маслонасосы; 7 — предохранительный клапан; 8 — подогреватель; 9 — маслопроводы
285
ющими элементами 3, электрический подогреватель 8, датчики давления, температуры и указателей уровня масла.
Работа смазочной системы осуществляется следующим образом: после включения вспомогательного масляного насоса масло под давлением начинает поступать из маслобака 1 в нагнетательные линии. Основной поток масла поступает к маслоохладителям 2, откуда после охлаждения оно подается к основным масляным фильтрам 3. Дифманометр, установленный на фильтрах, указывая на перепад давления до и после фильтров, характеризует степень их загрязнения. При достижении перепада давления масла на уровне примерно 0,8 МПа происходит переключение работы на резервный фильтр; фильтрующие элементы на работающем фильтре заменяют.
Очищенное масло после фильтров поступает на регуляторы давления 5, которые обеспечивают подачу масла на подшипники и соединительные муфты "турбина —редуктор" и "турбина —нагнетатель" с необходимым давлением.
Из подшипников масло по сливным трубопроводам поступает обратно в маслобак 1. Термосопротивления, установленные на сливных трубопроводах, позволяют контролировать температуру подшипников турбоагрегата и центробежного нагнетателя.
Количество масла в баке контролируют при помощи специального уровнемера, соединенного с микровыключателем датчика минимального и максимального уровня. Сигналы датчика введены в предупредительную сигнализацию агрегатной автоматики. Контроль за уровнем масла в маслобаке осуществляют и визуально с помощью уровнемерной линейки, установленной на маслобаке.
Для предотвращения утечек газа из нагнетателя в помещение компрессорной станции через опорно-уплотнительный подшипник, а также для смазки подшипников нагнетатель снабжен масляной системой уплотнения (рис. 3.34).
Работа системы уплотнения центробежного нагнетателя основана на использовании принципа гидравлического затвора, обеспечивающего поддержание постоянного давления масла, на 0,1 — 0,3 МПа превышающего давление перекачиваемого газа.
Система уплотнения состоит из винтовых насосов 1, регулятора перепада газ —масло 8, поплавковой камеры 13, аккумулятора масла 5, газоотделителя 11, одновременно служащего гидрозатвором переключателя 2, инжектора с клапаном /2 и системы масло-
286
Рис. 3.34. Схема системы уплотнения центробежного нагнетателя
проводов. Масло забирается из бака 10 винтовыми насосами 1. Далее через фильтр 2 масло поступает в аккумулятор масла 5 и направляется в камеры уплотнений нагнетателя 6, откуда через регулятор перепада давления 8 сливается в бак-дегазатор. Давление в камере уплотнений должно превышать рабочее давление газа на 0,02 — 0,04 МПа. Для улавливания масла, протекающего через уплотнения, имеется промежуточная камера, расположенная между камерой всасывания нагнетателя и камерой уплотнения. Поплавковая камера 13, куда сливается масло, снабжена регулятором уровня. При превышении уровня избыток сливается в бак-дегазатор с помощью инжектора, работающего под давлением напора масла винтовых насосов 1. После дегазации масло сливается в отсек главного масляного бака 10, который снабжен эксгаустером 9 для отсасывания выделившегося газа и выброса его в атмосферу через свечу. В случае выхода из строя насосов или трубопровода высокого давления предусмотрена установка верхнего бака 5 на высоте 2,5 м от оси нагнетателя. При нормальной работе бак полностью заполнен, в случае аварийной ситуации при падении давления обратные клапаны 3 отсекают бак от масла системы. Масло будет поступать на уплотнение с избытком давления, пропорциональным высоте масляного бака над осью нагнетателя (р = 0,02 МПа).
Одним из важнейших элементов системы уплотнений являются масляные уплотнения. Различают в основном два типа уплотне
287
ний: щелевые и торцевые. О качестве работы системы уплотнений судят по интенсивности поступления масла в поплавковую камеру. Быстрое ее заполнение маслом при закрытом сливе свидетельствует о повышенном расходе масла через уплотнения.
На компрессорных станциях для очистки турбинного масла применяются маслоочистительные машины типов ПСМ-1-3000, СМ-1-3000, НСМ-2, НСМ-3, СМ-1,5, которые могут работать в зависимости от степени загрязнения масла как по схеме очистки, так и по схеме осветления регенерируемого масла.
На современных компрессорных станциях используются системы охлаждения масла на базе аппаратов воздушного охлаждения (АВО масла).
В системах АВО масла используют схемы с непосредственным охлаждением масла и схемы с использованием промежуточного теплоносителя. Как правило, схемы с использованием промежуточного теплоносителя применяются на установках импортного производства типов: ГТК-25И и ГТК-10И,
На КС широкое применение нашли аппараты отечественного и импортного производства типов АВГ, ЛФ, ПХ и ТЛФ с высоким оребрением трубок. Внутри трубок для увеличения теплоотдачи установлены турболизаторы потока.
• Конструктивное исполнение таких аппаратов представлено на рис. 3.35. Секции аппаратов 3 состоят из горизонтально располо-
Рис. 3.35. Аппарат воздушного охлаждения типа ЛФ
288
женных элементов охлаждения 4, которые смонтированы совме-< тио с жалюзным механизмом 5 на стальной опорной конструкции 6. Охладительные элементы 4 имеют в трубном пространстве дна хода по маслу. Подвод и отвод масла к охладительным элементам осуществляется по трубам 8. Над охладительной секцией 4 для прокачки воздуха установлены два вентилятора 2.
Как правило, все ГПА к системам АВО масла имеют электро-иодогреватели 7, которые используются для предварительного подогрева масла до 25 — 30 °C перед пуском агрегата в работу. Подогрев масла в охладительной секции необходим также для предотвращения выхода из строя трубной доски, которая из-за повышенного сопротивления может деформироваться, в результате н месте стыковки ее с секцией появляется утечка масла.
Перепад температур масла на входе и выходе ГПА, как правило, достигает величины 15 — 25 °C. Температура масла на сливе после подшипников должна составлять 65 — 75 °C. При температурах масла ниже 45 °C происходит срыв масляного клина и агрегат начинает работать неустойчиво. При температуре выше 85 °C срабатывает защита агрегата по высокой температуре масла.
3.9.	ИЗМЕРЕНИЕ РАСХОДА И КОЛИЧЕСТВА ПРИРОДНОГО ГАЗА
Производительность является основным параметром, точность и надежность измерения которого определяет многие производственные, технические и экономические характеристики работы компрессорной станции. Точные измерения расхода газа лежат в основе системы учета и планирования доставок газа. Знание расхода топливного газа, затраченного на компримирование транспортируемого газа агрегатами компрессорного цеха при известной его производительности, позволяет оптимизировать загрузку как отдельных ГПА, так и компрессорной станции в целом.
В нашей стране и за рубежом разработаны и выпускаются различные типы расходомеров для газа.
По принципу контактирования с рабочей средой различают контактные и неконтактные методы измерения производительности газопровода или расхода газа. К первым относят расходомеры переменного перепада давления с сужающими устройствами разнообразного типа, расходомеры постоянного перепада давления
289
10-1 - 164
(ротаметры, поршневые, поплавковые), турбинные и гидродинамические расходомеры с использованием метода контрольных меток и др.; ко вторым — расходомеры на электромагнитном, ультразвуковом принципах действия, основанные на резонансе и др. Из-за электрохимических процессов в потоке жидкости, различных помех, непостоянства напряжения питания и т. д. расходомеры на неконтактном принципе действия для чистого газа имеют большую погрешность, чем контактные.
В настоящее время основным методом измерения расхода и количества природного газа на объектах его добычи, траспорти-ровки и переработки является метод переменного перепада давления на сужающих устройствах, в качестве которых используют измерительные диафрагмы и сопла.
Метод переменного перепада давления основан на создании и измерении перепада давления на сужающем устройстве (сопле, диафрагме), установленном в измерительном трубопроводе, при протекании потока газа через это устройство. Перепад давления, по которому судят о расходе газа, измеряют с помощью дифференциальных манометров (дифманометров) — жидкостных, мембранных, сильфонных и др. — с механическими отсчетными устройствами или электрическими выходными сигналами.
Перепад давления на сужающем устройстве Ар зависит от расхода газа и пропорционален его квадрату, т. е.
O = cJ\p,	(3.5)
где с — постоянный коэффициент для данного расходомера.
Расчет сужающих устройств производят в соответствии с "Правилами измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. РД 50-213-80". Для расчета расхода газа рекомендуется формула
Он = 0,2109ccEd2 КР1~Р2)Р|.,	<3-6)
V PhT.Z
где е — поправочный множитель на расширение газа;
а — коэффициент расхода сужающего устройства;
d — диаметр отверстия диафрагмы, мм;
290
(р, — p2) — перепад давления на диафрагме, кгс/м2;
р, — давление газа перед диафрагмой, кгс/см2;
рн — плотность сухого газа при Тн = 293,15 К
и рн = 1,0332 кгс/см2;
Т — температура газа перед диафрагмой, К;
Z — коэффициент сжимаемости газа.
Основные виды стандартных сужающих устройств, рекомендованных "Правилами измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами. РД 50-213-80", а также характер распределения давлений и скоростей потока в них и измерительном трубопроводе представлены на рис. 3.36.
При протекании газа через диафрагму вследствие перехода части потенциальной энергии давления в кинетическую средняя скорость потока в суженном сечении повышается. В результате этого статическое давление потока после диафрагмы (р2) становится меньше, чем перед нею (р().
Как видно из кривой распределения давлений до и после сужающего устройства (рис. 3.36, б), места отбора давлений, подаваемых на дифманометр, оказывают влияние на значение измеряемого перепада давления. Существуют четыре способа отбора давления: угловой, суженной струи, радиальный и фланцевый (рис. 3.37). Они различаются по расположению отверстий для отбора давления в сечении трубопровода относительно диафрагмы.
В нашей стране распространены два способа отбора давлений — угловой и фланцевый. При угловом способе отбора давление отбирается непосредственно у диафрагмы с помощью угловых отверстий (рис. 3.37, б) или кольцевых камер (рис. 3.37, в). При фланцевом отборе (рис. 3.37, е) давления р, и р2 отбираются через отверстия во фланцах, находящихся на равном расстоянии Ц = /2 = 25 мм или на расстоянии /, = /2 = (1/2)П от соответствующей плоскости диафрагмы. В США применяется метод суженной струи (рис. 3.37, г), при котором давление р( отбирается через отверстия, расположенные в сечении А —А (рис. 3.37, а), а давление р2 — в сечении Б —Б. При этом давление отбирается на расстоянии /] = (0,5 —2)0 от передней плоскости диафрагмы, а р2 — на расстоянии /2 = (0,2 — 0,8)£> от задней плоскости диафрагмы.
Радиальный способ отбора (рис. 3.37, д) весьма близок к методу суженной струи. В этом случае давление pt отбирается на рас-
291
Рис. 3.36. Основные виды стандартных сужающих устройств и характер распределения давления на них и скоростей потока в трубопроводе: а — диафрагма; б — характер распределения давления на диафрагме; в — распределение скоростей потока; г — сопло Вентури
292
Рис. 3.37. Способы отбора давления от сужающих устройств:
а — кривая распределения давления у диафрагмы; б— е — способы отбора давления: б, в — угловой; г — по методу суженной струи; д — радиальный; е — фланцевый
293
10-2 164
стоянии /, = D, а давление р2 — на расстоянии 12 = 0.5D от соответствующей плоскости диафрагмы.
Влияние способа отбора давления может быть учтено по формуле
а = аиуКф,	(3.7)
где а — коэффициент расхода сужающего устройства при выбранном способе отбора давления;
Кф — коэффициент способа отбора;
аи у — исходный расчетный коэффициент расхода для углового способа отбора давления.
Методы расчета-и выбора сужающих устройств достаточно полно описаны в специальной литературе и не являются предметом обсуждения в нашем учебном пособии.
В настоящее время практически на всех пунктах учета газа в качестве сужающих устройств используют диафрагмы, установленные между фланцами трубопровода или в специальных камерах. Это объясняется тем, что изготовление и монтаж диафрагм значительно проще, чем других типов сужающих устройств, например сопел, сопел Вентури, труб Долла и др.
Конструкции сужающих устройств приведены на рис. 3.38.
На рис. 3.38, а показана конструкция сужающего устройства с диафрагмой 1, установленной непосредственно между фланцами и уплотненной герметизирующими прокладками или кольцами 2. Отверстия 4 и 5 служат для отбора давления. Первое по потоку отверстие необходимо для отбора большего давления рх (плюсового), а за диафрагмой — меньшего р2 (минусового). Давления можно отбирать либо непосредственно у диафрагмы (угловой отбор), либо на расстояниях 25,4 мм от плоскости диафрагмы (фланцевый отбор).
Могут быть использованы и другие способы отбора давления. Для удобства монтажа и демонтажа диафрагму иногда снабжают ручкой.
При диаметре трубопровода свыше 100 мм смена диафрагм в трубопроводе сопряжена со значительными трудностями, связанными с необходимостью раздвижения жестко смонтированного трубопровода. Для облегчения этой операции диафрагменные блоки снабжают несколькими распорными болтами 3, устанавли-
294
Рис. 3.38. Конструкции сужающих устройств
295
ваемыми между стяжными шпильками.
На рис. 3.38, б показаны два варианта установки диафрагмы 2 с помощью двух дополнительных дисков 4 с кольцевыми камерами для отбора давлений. Один вариант уплотнения плоской диафрагмы плоскими дисками показан в верхней части рисунка, а другой, с уплотнением типа "выступ — впадина", — снизу. Первый вариант более простой, однако уплотнение и центрирование относительно оси трубопровода сопряжены с определенными трудностями. Второй вариант с уплотнением типа "выступ — впадина" обеспечивает простое и надежное уплотнение с одновременным центрированием отверстия диафрагмы. Отверстия 1 и 3 служат для отбора давлений из кольцевых камер, а болты 6 предназначены для облегчения монтажа и демонтажа диафрагмы. Уплотнение диафрагмы 2 и дисков 4 обеспечивается герметизирующими прокладками 5.
Рассмотренные диафрагменные узлы широко применяются в трубопроводах диаметром от 50 до 700 мм. При диаметрах свыше 700 мм и давлениях 3 — 7,5 МПа установка диафрагм усложняется из-за большой жесткости трубопровода. Вместо диафрагмы в блок, показанный на рис. 3.38, б, может быть установлено сопло 2 (рис. 3.38, в) между дисками 1. Сопло Вентури можно устанавливать между фланцами (рис. 3.38, г) или вваривать в разрыв трубопровода (рис. 3.38, д). Установка сопла Вентури 1 между фланцами (рис. 3.38, г) целесообразна при диаметре трубопровода меньше 700 мм, а при диаметре свыше 700 мм его рекомендуется вваривать в трубопровод (рис. 3.38, д). Большее давление р, отбирают непосредственно на входе в сопло 1, а меньшее р2 — в цилиндрической части сопла через отверстия 2 (рис. 3.38, г). Для повышения жесткости сварные сопла снабжают ребрами жесткости 3. Меньшее давление р2 в этом случае также отбирают через отверстия 2.
Благодаря высоким гидродинамическим характеристикам, обусловленным плавным очертанием профиля, сопло Вентури имеет малые потери давления, не создает условия для скопления перед ним конденсата, имеет малый износ рабочих поверхностей, что обеспечивает его большую долговечность и высокую стабильность метрологических характеристик во времени и позволяет существенно увеличить время между контрольными поверками.
В последнее время ведется поиск сужающих устройств, обладающих преимуществами перед общепринятыми конструкциями, прежде всего меньшими потерями давления. За рубежом с этой
296
целью разработан ряд новых сужающих устройств, к которым относят трубы Долла, Хупера и др.
Труба Долла (рис. 3.38, е) представляет собой трубопровод 1 с входным конусом 2 и выходным 4, между которыми расположена кольцевая щель 3, служащая для отбора минусового давления. В трубах Долла отсутствует плавный переход от сужения потока к расширению, поэтому в месте резкого изменения направления потока (в области кольцевой щели 3) создается значительное разрежение, что увеличивает перепад давления Др = р, — р2 при весьма малых невосстанавливаемых потерях давления рп. Трубы Долла выпускает фирма "Кент" (Великобритания). В трубе Долла перепад давления в 2 — 2,4 раза больше, чем в трубе Вентури, при одинаковом отношении d/D и равных расходах. Поскольку абсолютные потери давления у них близки, отношение потерь давления к перепаду давления у трубы Долла оказывается в 2 раза меньшим.
В процессе эксплуатации пунктов учета газа вследствие абразивного износа кромок и цилиндрической поверхности отверстия геометрические размеры диафрагмы могут изменяться, что приводит к появлению систематической погрешности измерения расхода и количеств газа. В связи с этим измерительные диафрагмы пунктов учета газа необходимо периодически проверять с извлечением их из трубопровода. Однако извлечение диафрагмы из действующего трубопровода, находящегося под избыточным давлением газа, задача непростая.
При установке диафрагмы между фланцами для ее извлечения измерительные трубопроводы должны быть снабжены необходимым числом отсекающих кранов, обеспечивающих отключение измерительного участка с диафрагмой от источника давления газа, а также осуществляющих сброс газа из трубопровода. После сброса газа диафрагма извлекается с помощью разжимных болтов.
Для облегчения монтажа и демонтажа диафрагм ряд таких зарубежных фирм, как "Даниель", "Пеко Робинсон", "Камко" (США), "Лолл Шторм" (Франция), "Ведепсер" (ВНР) и др., выпускает специальные камеры, рассчитанные на установку в трубопроводах диаметром от 50 до 1000 мм с давлением до 7,5 МПа (рис. 3.39). Камеры обеспечивают съем и установку диафрагм как без сброса давления из измерительного трубопровода, например камеры "Се-ниор" фирмы "Даниель", так и с предварительным сбросом давления — камеры "Пеко Робинсон".
297
10-3 - 164
Рис. 3.39. Камеры для смены и ревизии измерительных диафрагм
298
Камера "Сениор" фирмы "Даниель" (рис. 3.39, а) состоит из корпуса 15, обоймы 14 с диафрагмой 1 и рейкой 3, камеры 8 для вывода обоймы, передвижной крышки 10 с рейкой 11, шестерни 12 привода крышки, а также шестерен 2 и 4 для перемещения обоймы. Камера 8 сверху закрывается крышкой 5 с помощью опорной пластины 6 и винтов 7. Перепад давления отбирается через отверстия 13, расположенные на расстоянии 25,4 мм от торцов диафрагмы (фланцевый отбор давления).
Полость камеры 8 для сброса газа из камеры сообщается с атмосферой с помощью игольчатого вентиля 9.
Диафрагму меняют следующим образом. Шестерней 12, находящейся в зацеплении с рейкой 11, открывают вход в полость камеры 8 за счет смещения крышки 10. Затем с помощью шестерни 2 и рейки 3 обойму 14 с диафрагмой перемещают вверх до зацепления рейки 3 с шестерней 4 и далее полностью вводят обойму с диафрагмой в полость камеры 8. После этого закрывают крышку 10 и игольчатым вентилем 9 сообщают полость камеры 8 с атмосферой Когда давление в камере 8 уравняется с атмосферным, открывают крышку 5 и с помощью шестерни 4 и рейки 3 извлекают обойму 14. Установку этой обоймы с диафрагмой выполняют в обратном порядке. Привод шестерен 2, 4 и 12 осуществляется с помощью специальных накидных рукояток.
Камера "Пеко Робинсон" представлена на рис. 3.39, б: 1 — измерительная диафрагма; 2 — стальной литой корпус; 8 — кассета 3 — поворотный рычаг, на котором укреплена кассета 8 с диафрагмой 1. Корпус 2 снабжен поперечным пазом, в котором в рабочем положении размещается кассета 8 с диафрагмой 1. Рычаг 3 с укрепленной на нем кассетой имеет возможность поворота вокруг оси 9. Для облегчения извлечения диафрагмы камера снабжена грузоподъемной талью 6, подвешенной на поворотном кронштейне 7. Крепление и герметизация кассеты Sc диафрагмой 1 в корпусе 2 обеспечиваются с помощью прижимной планки 4 и болтов 5, ввинчиваемых в резьбовые отверстия корпуса 2. Для извлечения диафрагмы ослабляют болты 5, вынимают прижимную планку 4 и с помощью тали 6 поворачивают рычаг 3 вокруг оси 9, благодаря чему кассета с диафрагмой, укрепленные на рычаге 3, выходят из корпуса.
Камеры "Пеко Робинсон" выпускают с условными диаметрами от 50 до 700 мм на давление до 7,5 МПа.
Внешний вид камеры "Сениор" фирмы "Даниель" показан на
299
рис. 3.39, в, а камеры "Юниор" — на рис. 3.39, г.
Применение камер типа "Сениор" без сброса давления из газопровода существенно облегчает монтаж и демонтаж диафрагм и упрощает крановую обвязку пункта учета газа за счет уменьшения числа запорных кранов, необходимых для отключения измерительного участка трубопровода при проведении работ, связанных с монтажом или демонтажем диафрагмы.
Однако камеры типа "Сениор" являются весьма дорогостоящими устройствами, особенно на большие диаметры (700 и 1000 мм), в связи с чем они не находят широкого применения. Более широко применяются камеры "Пеко Робинсон" или "Юниор" фирмы "Даниель" благодаря более простому устройству.
Весьма интересен способ установки диафрагмы в шаровых равнопроходных кранах, выпускаемых фирмой "Камко" (США). Эти краны обеспечивают извлечение диафрагмы через отверстие, закрываемое крышкой, без сброса газа из измерительного трубопровода с одновременным его перекрытием (рис. 3.40).
Шаровой кран "Камко" (рис. 3.40, а, б) состоит из корпуса 2, в котором размещается шаровой затвор 9 с установленной в нем измерительной диафрагмой 8, крышки 1 для извлечения диафрагмы, ручки управления краном 3, штуцеров 4 и 6 для отбора давления и уплотнительных колец 5 и 7. Измерительную диафрагму 8 устанавливают в поперечном пазу шарового затвора 9. При открытом кране (рис. 3.40, б) она находится в рабочем положении, а давление отбирают через отверстия штуцеров 4 и 6. При закрытом кране (рис. 3.40, а) шаровой затвор перекрывает трубопровод и отверстия штуцеров и диафрагма 8 легко извлекается из крана при снятии крышки 1, уплотняемой кольцом 7. Внешний вид шарового крана с измерительной диафрагмой приведен на рис. 3.40, в.
Схема подключения дифманометра-расходомера к сужающему устройству с помощью трубных соединительных линий при измерении расхода газа приведена на рис. 3.41: 3 — трубопровод с сужающим устройством 2; 1 — сливные вентили; 5 — трубные соединительные (импульсные) линии с вентилями 4; 8 — дифманометр с комплектом вентилей 7, 9 и 10.
Соединительные линии 5 прокладывают с наклоном 1:10 для исключения скопления в них жидкости. В конце соединительных линий 5 устанавливают конденсатосборники И со сливными вентилями 12. Емкость 13 служит для сбора жидкости при сбросе ее из
300
конденсатосборников И. Соединительные линии при их длине более 25 м обычно выполняют стальными трубами диаметром 18 — 20 мм с толщиной стенки 2 — 2,5 мм. Для исключения замерзания жидкости или образования в ней твердых кристаллогидратов це-
Рис. 3.40. Шаровой кран фирмы "Камко" (США) с измерительной диафрагмой
301
10-4 - 164
Рис. 3.41. Схема подключения дифманометра-расходомера к сужающему устройству с помощью трубных соединительных линий при измерении расхода газа
лесообразно импульсные линии теплоизолировать, а вдоль пучка линий прокладывать взрывобезопасный термокабель, обеспечивающий обогрев импульсных линий при пропускании через него электрического тока.
Вентили 4, 6, 7, 9, 10 и 12 служат для подключения дифманометра 8 к измерительному трубопроводу с давлением газа или его отключения от трубопровода. Во избежание подачи в измерительные камеры дифманометра 8 одностороннего давления, что может привести к выходу дифманометра из строя, следует строго соблюдать следующий порядок подключения дифманометра к трубопроводу с давлением газа. При закрытых вентилях 4, 7, 9 и 10, а также сбросных вентилях 6 сначала открывают уравнительный вентиль 9,
302
соединяющий обе измерительные камеры дифманометра между собой, а затем последовательно открывают вентили 7, 10 и 4. После этого уравнительный вентиль 9 закрывают, вследствие чего на вход дифманометра 8 подается измеряемый перепад давлений. Отключение дифманометра производят в обратном порядке. Сначала открывают уравнительный вентиль 9, а затем последовательно закрывают вентили 7, 10 и 4.
В тех случаях, когда установка внутренних кольцевых камер для отбора давлений затруднена или невозможна, рекомендуется делать кольцевые отборы с помощью наружной трубчатой обвязки, как показано на рис. 3.42. От диафрагмы 7, установленной в трубопроводе 1, с помощью наружных трубок 2 и 6 отбирают давления pt и р2 (по четыре трубки на каждое давление). Трубки 2 отбора давлений от диафрагмы герметично связаны между собой парой кольцевых трубок 3 и 5, к которым присоединяют импуль-
Рис. 3.42. Кольцевой отбор давления от диафрагмы с помощью наружной трубчатой обвязки
303
сные линии дифманометра. Для слива конденсата из соединительных линий предусматривают конденсатосборники 8 со сливными вентилями 9. Вентили 4 служат для отключения и подключения импульсных линий дифманометров при ремонтно-восстановительных работах.
Д ля переключения импульсных линий дифманометров-расходомеров, слива жидкости из них или продувки импульсных линий применяют игольчатые вентили типа ВИ с условным диаметром 6, 15 и 20 мм, а также шаровые краны типа КШ с внутренним диаметром 10 или 20 мм. Вентили типа ВИ рассчитаны на рабочее давление до 16 МПа, а шаровые краны типа КШ — на рабочее давление до 7,5 МПа. Наибольший интерес для переключения импульсных линий представляют шаровые краны типа КШ, обладающие рядом преимуществ по сравнению с широко распространенными игольчатыми вентилями типа ВИ.
Местные сопротивления (колена, угольники, задвижки, краны, гильзы термометров и др.), установленные в измерительных трубопроводах до и после сужающего устройства, искажают структуру потока и приводят к дополнительным погрешностям измерения расхода газа или жидкости по методу переменного перепада давления. Поэтому между местным сопротивлением и сужающим устройством должен быть предусмотрен прямой участок измерительного трубопровода необходимой длины. Установка сужающих устройств непосредственно у местных сопротивлений не допускается.
Регулировочные задвижки и краны рекомендуется устанавливать после диафрагмы. При установке их перед диафрагмой необходимо соблюдать расстояние не менее 100D. Рабочая температура измеряется перед диафрагмой. Гильза с датчиком должна входить внутрь трубопровода на глубину примерно 0,50, а наименьшее расстояние до нее должно составлять не менее 5D.
С целью уменьшения прямых участков после местных сопротивлений устанавливают струевыпрямители пластинчатого или трубчатого вида.
Выбор диафрагмы сводится к расчету перепада давлений Ар rdf
и модулят = I — I . С увеличением Ар уменьшается модуль т.
При уменьшении модуля повышается точность измерений, рас-304
ширяется область измерений без поправки на число Рейнольдса, сокращается необходимая длина прямых участков газопровода, снижаются требования к установке диафрагмы. Модуль диафрагмы колеблется от т = 0,05 до т = 0,7, перепад давления следует выбирать таким, чтобы модуль был близок к 0,2.
Верхний предел измерений по расходу выбирают по наибольшему измеряемому расходу, нижний предел составляет 30 % от верхнего. Расширения предела измерения достигают путем установки диафрагмы на нескольких параллельных участках газопровода.
Перепад давления, создаваемый на диафрагме, передается к дифманометру-расходомеру посредством импульсных линий с внутренним диаметром не менее 8 мм; для уменьшения запаздывания рекомендуется применять трубки с внутренним диаметром не менее 12 мм. Дифманометр должен располагаться выше сужающего устройства для того, чтобы содержащаяся в виде мелких капель и пара вода не попадала в дифманометр. При установке дифманометра ниже сужающего устройства необходима установка дренажных устройств. Обе соединительные трубки должны находиться в одинаковых температурных условиях и быть изолированы от воздействия внешних источников тепла или холода. Перепад давления на диафрагме замеряют дифференциальными манометрами-расходомерами. Существуют дифманометры трех типов: жидкостные, колокольные и пружинные.
В основу жидкостных дифманометров положен принцип сообщающихся сосудов, заполненных жидкостью, при этом относительное положение уровней жидкости в сосудах пропорционально перепаду давления.
Колокольные дифманометры основаны на силовом воздействии перепада давления на колокол, плавающий в жидкости: при изменении перепада давления изменяется относительное перемещение колокола.
В пружинных дифманометрах перепад давления воздействует на упругий элемент, деформация которого пропорциональна перепаду давления.
В газовой промышленности чаще всего применяют поплавковые, сильфонные и мембранные манометры. Поплавковый дифманометр типа ДП состоит из двух частей: измерительной системы — поплавкового устройства с использованием принципа действия
305
обычных U-образных манометров и механизма для передачи перемещения поплавка на измерительный прибор. Давление до диафрагмы подается в плюсовой сосуд, давление после диафрагмы — в сменный минусовой сосуд, который меняется для изменения пределов перепада давления.
Расходомеры типа ДП выпускают на перепады давления 0,04; 0,063; 0,1 и 0,16 МПа. Рабочее давление до 16 МПа, класс точности — 1,5. Их снабжают самопишущими устройствами с приводом диаграммы от часового механизма и устройством для измерения и записи давления. Исправность работы дифманометра проверяют по рабочей точке путем сравнения показаний с контрольным U-об-разным манометром и по перепаду давлений по всей шкале диафрагмы на отключенном приборе.
Мембранные дифманометры типа ДМ работают в комплексе с автоматическими приборами дифференциально-трансформаторной схемы типа ДС1 или ЭПИД для преобразования величины измеряемой разности давления в электрический сигнал с целью передачи на вторичный прибор. Принцип действия сильфонного блока дифманометра основан на зависимости между измеряемым перепадом давления и упругой деформацией винтовых цилиндрических пружин, сильфонов и торсионной трубки. Каждому номинальному перепаду давления соответствует определенный блок пружин. Коррекция по температуре и давлению осуществляется с помощью термосистемы и пружинного манометра.
В случаях пульсирующего потока газа необходимо добиваться уменьшения дополнительной погрешности при помощи специальных фильтров-успокоителей. Пульсация сглаживается тем сильнее, чем больше объем системы (включая объем фильтра) между источником пульсации и сужающим устройством и чем больше падение давления на этом участке, соответствующее среднему расходу.
3.9.1. Автоматические расходе измерительные комплексы для однониточных пунктов учета газа
В последнее время как в России, так и за рубежом для определения расхода и количества природного газа переходят к расходоизмерительным системам, обеспечивающим автоматическое приведение расхода газа к нормальным условиям, интегрирование его 306
по времени для определения объема прошедшего по трубопроводу газа, а также преобразование полученной информации в сигналы, пригодные для передачи в АСУ посредством систем телемеханики (рис. 3.43). Указанные расходоизмерительные комплексы снабже
а
?Д|9|9|9|9|9||^
О — 1000 имп/ч
В телемеханику
б
Рис. 3.43. Структурные схемы расходоизмерительных комплексов для однониточных пунктов учета газа:
а — с коррекцией по температуре и давлению; б — с коррекцией по плотности газа в рабочих условиях
307
ны первичными датчиками давления, перепада давления, температуры и плотности газа с электрическими выходными унифицированными сигналами, вычислительным устройством, решающим уравнение приведения расхода газа к нормальным условиям, интегратором расхода со счетчиком прошедшего по трубопроводу объема газа, указателем и регистратором расхода газа, а также телеметрическими преобразователями.
Структурная схема расходоизмерительного комплекса с автоматической коррекцией показаний по температуре и давлению приведена на рис. 3.43, а. Такой комплекс состоит из измерительного трубопровода 1 с сужающим устройством 8, преобразователя перепада давления (дифманометра) 7, преобразователя давления 6, преобразователя температуры 2, вычислительного устройства 5, интегратора расхода 3 со счетчиком объема газа, регистратора мгновенного расхода 4, а также телеметрических преобразователей расхода и объема газа. Отдельные системы оснащают дополнительно цифропечатающим устройством, фиксирующим на ленте дату и время печати, объем отпущенного газа и другие параметры комплекса. В зависимости от видов применяемых первичных датчиков и вычислительных устройств принципиальные схемы комплексов могут изменяться, однако структурная схема такой системы практически остается неизменной.
Схема расходоизмерительного комплекса с использованием измерителя-преобразователя фактической плотности газа показана на рис. 3.43, б: 1 — измерительный трубопровод с сужающим устройством 7,6 — дифманометр с электрическим выходным унифицированным сигналом; 2— измеритель фактической плотности газа; 5 — вычислительное устройство со счетчиком объема отпущенного газа; 3 — интегратор расхода 3; 4 — регистратор расхода газа. Вычислительное устройство служит для приведения расхода газа к нормальным условиям по показаниям дифманометра и измерителя фактической плотности газа в соответствии с формулой (3.6). Комплексы, показанные на рис. 3.43, должны обеспечивать возможность введения всех постоянных величин, входящих в формулу (3.6), а также возможность подключения измерителя плотности газа при нормальных условиях или ручного или дистанционного ввода значений указанного параметра.
308
3.9.2. Автоматические расходоизмерительные комплексы для многониточных пунктов учета газа
Установка измерительных диафрагм в трубопроводах высокого давления с диаметром 500 мм и выше сопряжена со значительными трудностями. В связи с этим при измерении расхода на пунктах учета газа крупных промыслов и магистральных газопроводов с условным диаметром 500, 700, 1000, 1200 и 1400 мм применяют разветвление потока по нескольким трубопроводам. Это несколько повышает точность и позволяет использовать трубопроводную арматуру меньших диаметров.
При использовании многониточных пунктов учета газа погрешность измерения суммарного расхода и объема газа, проходящего через многониточный пункт учета, существенно уменьшается по сравнению с погрешностью однониточного пункта (при условии равенства погрешностей измерения дифманометров-расходомеров и других приборов) и определяется выражением
8 = 8,/л/7+Д/сист,	(3-8)
где 8 — предельная погрешность измерения расхода или объема газа для многониточного пункта учета газа, %;
8, — предельная погрешность измерения расхода или объема газа одного измерительного трубопровода многониточного пункта учета газа, %;
i — число измерительных трубопроводов;
Ai'chct — систематическая составляющая предельной погрешности измерения расхода или объема газа одного измерительного трубопровода, %.
С допустимой точностью можно принять, что систематическая составляющая Д/сист равна примерно 1 /3 предельной погрешности 8, измерения расхода или объема газа одного измерительного трубопровода:
Д1сист = (1/3)8,.	(3.9)
Подставив значение Д/сист в формулу (3.8), получаем
309
8 = 8, М+ (1/3)8,.
(3.10)
Как видно из формулы (3.10), при увеличении числа измерительных трубопроводов многониточного пункта учета газа результирующая погрешность измерения расхода и объема газа уменьшается примерно в раз, но она не может стать меньше значения, равного систематической составляющей предельной погрешности измерения расхода и объема газа одного измерительного трубопровода данного пункта учета.
Структурная схема многониточного пункта учета газа с комплексом приборов приведена на рис. 3.44. Комплекс состоит из набора однониточных дифманометров-расходомеров с первичными преобразователями перепада давления, давления и температуры, число которых равно числу измерительных трубопроводов; вычислительных устройств для каждого измерительного трубопровода; сумматора расходов и объема газа; счетчика суммарного объема газа; блока телеизмерения, цифро-печатающего устройства, а также регистратора суммарного расхода газа.
В каждом отдельном дифманометре-расходомере имеется измерительная диафрагма 1, дифманометр с электрическим выходным сигналом 10, преобразователь давления 2, преобразователь температуры 3 и вычислитель расхода 4 для каждого измерительного трубопровода 9. Вычислительные устройства 4 формируют выходные сигналы, пропорциональные мгновенным расходам газа Qp Q2, ..., Q, по каждому измерительному трубопроводу. Суммирующее устройство 8 со счетчиком 6 и регистратором 7 суммирует отдельные расходы Q, и объемы V, прошедшего газа по каждому измерительному трубопроводу 9, приведенные к нормальным условиям, а также обеспечивает визуальный отсчет и регистрацию суммарного расхода и объема газа прошедших по магистральному газопроводу 5, и преобразует суммарный расход в пропорциональный токовый сигнал, а суммарный объем газа — в выходной сигнал, пригодный для передачи-приема информации многозарядных цифровых счетчиков системами телемеханики.
Возможны варианты структурной схемы многониточного расходоизмерительного комплекса, показанного на рис. 3.44, в которой все вычислительные устройства 4, суммирующее устройство 8, счетчик 6 и блок телеизмерения выполнены в отдельном вычислительном устройстве, общем на весь пункт учета газа.
310
Рис. 3.44. Структурная схема многониточных пунктов учета газа
В зависимости от числа измерительных трубопроводов многониточного пункта учета газа вычислительное устройство должно иметь от 1 до 5 каналов измерения (каждый канал имеет по 4 входа для унифицированных токовых сигналов — перепада давления, давления, температуры, плотности газа при нормальных условиях), панель управления для ввода-вывода постоянных величин уравнения расхода газа — коэффициента расхода а, внутренних диаметров измерительного трубопровода D и диафрагмы d, модуля сужающего устройства т, показателя адиабаты к, плотности
311
газа при нормальных условиях рн (для случаев, когда отсутствует автоматический измеритель плотности газа при нормальных условиях), объемного содержания азота и углекислого газа и др.
Структурная схема автоматического вычислителя расхода и объема газа, приведенных к нормальному состоянию, показана на рис. 3.45. Такой вычислитель состоит из: блока ручного ввода и индикации параметров 1; блока постоянного запоминающего устройства с программой вычисления 2; блока оперативного запоминающего устройства (память вводимых данных и промежуточных результатов вычисления с резервным питанием) 3; блока микропроцессора и таймера 4; блока входных коммутаторов 5 с аналого-цифровым преобразователем; блока индикации суммарного объема газа 6 с цифро-аналоговым преобразователем, а также шины "данных-адреса" 7.
Внешний вид лицевой панели вычислителя расхода показан на рис. 3.46. На передней панели вычислителя расположены: два
Вход датчиков
Рис. 3.45. Структурная схема автоматического вычислителя расхода и объема газа, приведенных к нормальным условиям
312
Рис. 3.46. Внешний вид лицевой панели вычислителя расхода и объема газа
электрических выемных ключа 1 с кнопкой разрешения ввода данных 2; электронные часы с переключателем 3 и кнопкой управления 4; индикаторное табло 5; кнопочный цифровой блок ввода постоянных данных 7; индикаторное цифровое табло контроля вводимых и выводимых параметров 6; переключатели ввода данных 8, 9, 14; счетчик объема отпущенного газа 10; цифровой индикатор мгновенного расхода 11 и цифро-печатающее устройство 12 с кнопкой управления печатью 13.
Рассмотренный вычислитель обеспечивает автоматическое вычисление расхода и объема отпущенного газа, приведенного к нормальному состоянию в соответствии с формулой (3.6), цифропечать выходных данных с указанием времени цифропеча-ти; контроль всех вводимых параметров, а также ручной ввод объемного содержания азота, углекислого газа и других необходимых данных. В отдельных моделях вычислителей цифропечатающее устройство можно выполнять в виде отдельного автономного блока.
313
Основная погрешность вычислителя обычно не превышает 0,05 %. Вычислитель рассчитан на работу с первичными преобразователями перепада давления, давления, температуры и плотности газа в нормальных или рабочих условиях с унифицированными выходными сигналами 0 — 5; 0 — 20 или 4 — 20 мА. Изменение значений вводимых в память вычислителя постоянных коэффициентов, а также параметров газа и сужающего устройства возможно только при наличии вставленных в замки обоих выемных ключей 1 (ключа поставщика газа и ключа потребителя газа) с автоматической цифропечатью всех вновь введенных коэффициентов и параметров.
314
ГЛАВА4
ТРУБОПРОВОДНАЯ АРМАТУРА, ПРИМЕНЯЕМАЯ НА НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ
4.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ АРМАТУРЕ
Арматура — неотъемлемая часть любого трубопровода. Расходы на нее составляют, как правило, до 10 — 12 % капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Трубопроводная арматура представляет собой устройства, предназначенные для управления потоками жидкостей или газов, транспортируемых по трубопроводам.
По принципу действия арматуру делят на три основных класса: запорную, регулирующую и предохранительную. Запорная арматура служит для полного перекрытия потока в трубопроводе, регулирующая — для изменения давления или расхода, предохранительная — для предохранения трубопроводов, сосудов и аппаратов от разрушения при превышении допустимого давления среды.
К арматуре, устанавливаемой на газо- и нефтепроводах, предъявляется ряд требований, основными из которых являются: прочность, долговечность, безотказность, герметичность, транспортабельность, ремонтопригодность, готовность к выполнению цикла срабатывания (открытие, закрытие) после длительного пребывания в открытом или закрытом положении.
Прочность арматуры обеспечивают изготовлением деталей достаточных размеров из соответствующих конструкционных материалов. Наиболее важной является прочность корпусных деталей, поломка которых по своим последствиям особенно опасна.
Долговечность арматуры в зависимости от условий ее работы может ограничиваться различными факторами. Ресурс (временной или цикловой) могут определять износ деталей, коррозия ма-
315
териала, эрозия деталей рабочего органа, старение резиновых или пластмассовых деталей. При наличии в нефтепродуктах кислот, сероводорода и воды арматура подвергается коррозии. В регуляторах давления газорегулирующих установок обычно применяют резиновые мембраны, имеющие ограниченный срок службы в связи со старением резины (протекающим ускоренно при повышенной температуре). Быстрее всех обычно выходят из строя детали рабочего (регулирующего) органа: уплотнительные кольца, золотники, плунжеры, пробки кранов, подвергающиеся механическому, коррозионному и кавитационному изнашиванию. При интенсивной эксплуатации запорной арматуры могут ускоренно выходить из строя детали ходового узла — ходовая гайка и шпиндель.
Если конструкция и материал деталей выбраны правильно и соответствуют условиям работы, безотказность арматуры сохраняется при правильной ее эксплуатации и тщательном техническом обслуживании. Наибольшее число отказов возникает в рабочем органе арматуры в результате коррозии, эрозии, гидратообра-зования, замерзания воды и вибрации. Вибрация в регулирующих клапанах, а также в запорной арматуре во время открывания при большом перепаде давления на газопроводах может вызвать поломку деталей (штоков) и разрушение седел, стоек и даже корпусов, самопроизвольную перестановку запорного органа. Эрозия приводит к ускоренному износу седла и затвора (плунжера). При гидратообразовании и замерзании воды нарушается подвижность затвора и закупориваются проходные полости.
На арматуру оказывают влияние следующие параметры вибрации:
частота колебаний, определяющая общее число циклов, а, следовательно, и срок службы детали до усталостного разрушения. Особый случай имеет место, когда эта частота совпадает с собственной частотой колебаний какой-либо детали или узла арматуры, в результате чего возникает явление резонанса и арматура может выйти из строя после нескольких часов работы, а иногда и минут;
ускорение (определяемое сочетанием частоты и амплитуды колебаний), характеризующее динамическую силу, которая действует на арматуру.
Источником вибраций в процессе перемещения затвора арматуры или при его неподвижном положении является турбулентное 316
движение рабочей среды. Для уменьшения вибраций необходимо снижать нестационарность потока, применять гашение вибраций, снижать перепад давления на рабочем органе и использовать виб-роустойчивые конструкции. Для регулирующих клапанов, например, можно применять антивибрационные приставки (рис. 4.1) и решетки. Чтобы уменьшить вероятность возникновения вибраций, необходимо до и после регулирующих клапанов и регуляторов давления предусматривать прямые участки трубопровода длиной не менее 10 диаметров трубопровода. Имеются рекомендации длину прямых участков принимать равной 12 — 20 диаметрам. При больших скоростях газа и недостаточной длине прямых участков возникающие вибрации могут приводить к поломкам штоков и плунжеров регулирующих клапанов, прорывам мембран и другим неисправностям и разрушениям.
Усталостное разрушение деталей происходит наиболее часто в местах концентрации напряжений, например во фланцах, патрубках и других деталях, имеющих места концентрации напряжений.
Для предотвращения гидратообразования, из-за которого также могут быть отказы, на ГРС применяют подогрев газа, обогрев
Рис. 4.1. Антивибрационная приставка к регулирующему клапану:
1 — регулирующий клапан с мембранным пневмоприводом; 2 — дроссель; 3 — разделительный сосуд; 4 — командная линия
317
регуляторов давления и ввод метанола. Для нефти с повышенной вязкостью применяют арматуру с паровым обогревом.
Арматура считается герметичной, если: при закрытом запорном органе рабочая среда не проходит из одной части в другую, отделенную арматурой; отсутствуют протечки через сальниковый узел, фланцевые и другие разъемные соединения; металл корпусных деталей имеет плотную структуру, отсутствуют пористые участки, раковины, трещины, через которые могла бы просочиться рабочая среда в окружающую атмосферу.
Герметичность запорного органа арматуры обеспечивают тщательной пригонкой и притиркой уплотнительных колец затвора и седла или применением в запорном органе мягких уплотнительных колец. Герметичности сальника достигают тщательной обработкой (полировкой) сальникового участка шпинделя, сохранением упругости сальниковой набивки и соответствующей ее затяжкой шпильками или болтами, использованием манжет, резиновых колец круглого сечения. Чтобы фланцевые соединения сохраняли герметичность, необходимо выбрать соответствующие размеры и материал прокладки и создать постоянную и равномерную затяжку фланцев.
Требование к арматуре по готовности к открытию без затруднений после длительного пребывания в закрытом положении (и наоборот — к закрытию) вызывается тем, что во многих случаях запорная и предохранительная арматура должна срабатывать редко и при этом возникают благоприятные условия для "прикипания” уплотнительных поверхностей затвора и седла друг к другу, а для их разделения или перемещения (в кранах) требуется приложить значительное усилие. Для обеспечения безотказной работы изделий необходимо в объем работ по техническому обслуживанию включать периодическое выполнение цикла "открыто — закрыто", чтобы удостовериться в работоспособности арматуры. В ряде случаев применяются, например, краны и задвижки со смазкой уплотнительных поверхностей деталей запорного органа.
При использовании в качестве смазки масел, поскольку их вязкость позволяет снизить требования к герметичности запорного органа, а смазывающие свойства — уменьшить силы трения в запорном органе и сальнике, условия для работы арматуры наиболее благоприятны. Коррозионное воздействие масел на металл незначительно.
318
Смеси паров нефтепродуктов или горючих газов с воздухом в определенной пропорции могут образовать взрывоопасные составы, которые взрываются при возникновении искры от удара или под действием статического электричества. Смесь паров бензина с воздухом становится взрывоопасной при содержании паров бензина 0,8 — 5,5 % об. При хранении мазута в резервуарах образуется взрывчатая смесь, содержащая сероводород, пропан и другие летучие углеводороды, которые скапливаются над поверхностью мазута. Взрываемость смесей оценивается в процентах на основании испытаний на взрываемость в специальном приборе. Взрываемость смеси может быть снижена добавлением в смесь инертных газов.
При выборе арматуры, в состав которой входит электрооборудование, необходимо учитывать возможную взрывоопасность нефтепродуктов и газов. В особых случаях целесообразно применение арматуры с пневмо- или гидроприводом, не содержащей электрических устройств.
Арматуру для газа и нефти изготавливают из чугуна серого, чугуна ковкого, углеродистой и легированной стали, цветных металлов и пластмасс в зависимости от энергетических параметров рабочей среды (давление, температура), диаметра трубопровода и назначения арматуры. Материал арматуры по возможности должен соответствовать материалу трубопровода, необходимо также соответствие толщин свариваемых элементов. Эти условия следует выдерживать всегда при соединении арматуры с трубопроводом сваркой.
Основные рабочие параметры, конструкция арматуры крупносерийного и массового выпуска, а также некоторые отдельные детали (фланцы) регламентированы Государственными стандартами. Разрешение на эксплуатацию трубопроводной арматуры выдают Госгортехнадзор и Госстандарт России.
Арматуру классифицируют по основным признакам: ее назначению; условиям работы — давление, температура, агрегатное состояние, химическая активность и токсичность транспортируемой среды, температура и особые свойства (например, взрывоопасность окружающей среды); по диаметру условного прохода (номинальный размер арматуры).
По назначению арматуру делят на основные классы: 1) запорную, предназначенную для полного перекрытия потока среды;
319
2)	предохранительную, предусмотренную для частичного выпуска или перепуска рабочей среды при повышении давления до значения, угрожающего прочности системы, а также для предотвращения недопустимого по технологическим соображениям обратного потока среды; 3) регулирующую, назначение которой управлять рабочими параметрами потока среды (давлением, расходом, температурой) путем изменения проходного сечения; 4) контрольную для определения уровня рабочей среды; 5) прочую, предназначенную для различных конкретных операций (отвод конденсата, выпуск воздуха из трубопровода и впуск воздуха в него, приемораздаточные операции, выпуск подтоварной воды из резервуаров и т. п.).
Требуемая прочность арматуры определяется в основном рабочим давлением и температурой. Рабочие давления и температуры практически могут иметь любые значения из довольно широких диапазонов в зависимости от технологии конкретных производств. Поэтому с целью стандартизации и унификации арматуры принята следующая система условных давлений.
По величине условного давления арматуру можно разделить на три основные группы: низкого давления на ру до 10 кгс/см2, среднего давления на ру от 16 до 64 кгс/см2; высокого давления на ру от 100 до 1000 кгс/см2.
Кроме того, можно выделить вакуумную арматуру и арматуру сверхвысокого давления (более 1000 кгс/см2), которую изготавливают на "рабочее давление или вакуум" по специальным техническим условиям.
Условное давление ру является основным параметром для изготовляемой арматуры, гарантирующим ее прочность и учитывающим как рабочее давление, так и рабочую температуру. Условное давление соответствует допустимому для данного изделия рабочему давлению при нормальной температуре.
Вторым основным параметром арматуры является диаметр условного прохода — Dy. Это номинальный внутренний диаметр трубопровода, на котором устанавливают данную арматуру. Различные типы арматуры при одном и том же условном проходе могут иметь разные проходные сечения. По размеру условного диаметра различают арматуру малых диаметров (£>у < 40 мм), средних диаметров (Dy = 50-5- 250 мм) и больших диаметров (Dy> 250 мм).
320
4.2.	ЗАПОРНАЯ АРМАТУРА
4.2.1.	Задвижки
К задвижкам относят запорные устройства, в которых проход перекрывается поступательным перемещением затвора в направлении, перпендикулярном движению потока транспортируемой среды. Задвижки широко применяют для перекрытия потоков газообразных или жидких сред в трубопроводах с диаметрами условных проходов от 50 до 1400 мм при рабочих давлениях 4 — 200 кгс/см2 и температурах среды от 60 до 450 °C.
Малое гидравлическое сопротивление задвижек делает их особенно ценными при применении на трубопроводах, через которые постоянно движется среда с большой скоростью, например для трубопроводов большого диаметра.
В сравнении с другими видами запорной арматуры задвижки имеют следующие преимущества: незначительное гидравлическое сопротивление при полностью открытом проходе; отсутствие поворотов потока рабочей среды; возможность применения для перекрытия потоков среды большой вязкости; простота обслуживания; относительно небольшая строительная длина; возможность подачи среды в любом направлении.
К недостаткам задвижек следует отнести их относительно большую высоту, поэтому в тех случаях, когда затвор в соответствии с технологическим процессом большую часть времени должен быть закрыт, а открывается он редко, в целях экономии места при Dy 200 мм, как правило, применяют вентили. Это особенно наглядно видно, когда трубопроводы располагаются в несколько этажей.
Недостатки, общие для всех конструкций задвижек, следующие: невозможность применения для сред с кристаллизующимися включениями, небольшой допускаемый перепад давлений на затворе (по сравнению с вентилями), невысокая скорость срабатывания затвора, возможность получения гидравлического удара в конце хода, большая высота, трудности ремонта изношенных уплотнительных поверхностей затвора при эксплуатации. Внешний вид задвижки и ее основные элементы представлены на рис. 4.2.
Рабочая полость задвижки (рис. 16), в которую подают транспортируемую под давлением среду, образуется корпусом и верх-
321
11-1 - 164
Рис. 4.2. Задвижка:
а — внешний вид; б—основные элементы задвижки: / — корпус; 2 — крышка; 3 — затвор; 4 — шпиндель; 5 — гайка от шпинделя; 6 — уплотнение "корпус — крышка"; 7 — уплотнение сальника; 8 — рукоятка; 9 — шпильки; 10 — седло
б
ней крышкой. Герметизируется эта полость при помощи уплотнения "корпус —крышка". Корпус задвижки представляет собой цельную, литую или сварную конструкцию. Как правило, он имеет высоту, равную двум диаметрам перекрываемого прохода. На корпусе, симметрично оси шпинделя, располагают два патрубка, которыми задвижку присоединяют к трубопроводу. Присоединение может быть либо сварным, либо фланцевым.
Внутри корпуса имеются два кольцевых седла и затвор, который в данном случае представляет собой клин с наплавленными уплотнительными кольцевыми поверхностями. В закрытом положении уплотнительные поверхности затвора прижимаются к рабочим поверхностям колец корпуса от привода.
322
Иногда уплотнительные поверхности получают непосредственно при обработке корпуса. Однако такое конструктивное решение вряд ли может быть приемлемым для всех задвижек, так как при износе этих поверхностей проще и дешевле заменить сменные седла, чем заново обработать корпус при эксплуатации. Уплотнительные поверхности седел и затвора с целью уменьшения износа и усилий трения, возникающих при перемещении затвора, обычно изготавливают из материалов, отличающихся от материала корпуса, путем запрессовки, что позволяет их менять в процессе эксплуатации.
В верхней части затвора закреплена ходовая гайка, в которую ввинчен шпиндель, жестко соединенный с маховиком. Система винт-гайка служит для преобразования вращательного движения маховика (при открывании или закрывании задвижки) в поступательное перемещение затвора.
При перекрытии прохода от одностороннего давления среды возникают довольно значительные усилия, действующие на затвор, которые передаются на уплотнительные поверхности седла. Величина этих усилий зависит от перепада давления рабочей среды в трубопроводе до и после задвижки и от величины удельного давления на уплотнительных поверхностях затвора и седел, которую надо обеспечить для герметичного перекрытия потока рабочей среды при заданном рабочем давлении в трубопроводе. Система винт —гайка — наиболее рациональная, так как она позволяет получить компактный и простой по конструкции привод с поступательным движением выходного элемента, а также поступательное движение привода с большим усилием в направлении хода. Кроме того, поскольку такая конструкция является самотормозя-щей, она практически исключает возможность самопроизвольного перемещения затвора при отключении привода, что весьма важно для запорной арматуры при эксплуатации.
Недостатком этой системы в данном конкретном случае следует считать то, что пара винт —гайка находится в среде, протекающей через рабочую полость задвижки.
Среда смывает смазку, отсюда повышенный износ пары. Кроме того, такую конструкцию можно применять не на всех средах.
Существуют самые разнообразные конструкции задвижек. Их пытаются классифировать по различным признакам, связанным с конкретными условиями эксплуатации, по химическому со
323
ставу рабочей среды и ее параметрам. Так, авторы каталогов разделяют задвижки по материалу, из которого изготовлены корпус (из нержавеющей, углеродистой стали и чугуна) или затвор. Классифицируют задвижки по величине рабочих давлений, температурам рабочих сред, типу привода и т. п.
Классификации такого рода являются неполными, так как они не учитывают особенностей конструкций, позволяющих, помимо работы в определенных средах, отвечать ряду требований, предъявляемых к задвижкам в эксплуатации, и помещают в один класс множество совершенно непохожих по своим данным типов задвижек.
Наиболее целесообразной является классификация задвижек по конструкции затвора. По этому признаку многочисленные конструкции задвижек могут быть объединены по основным типам: клиновые и параллельные задвижки.
По этому же признаку клиновые задвижки могут быть с неупругим, упругим и самовосстанавливающимся клином.
Рис. 4.3. Запорное устройство клиновых задвижек:
а — неупругий клин; б—упругий клин; в — самовосстанавливающийся клин
Параллельные задвижки можно подразделить на однодисковые и двухдисковые (рис. 4.4, 4.5).
В зависимости от конструкции винт — гайка и ее расположения (в среде или вне среды) задвижки могут быть с выдвижным и невыдвижным шпинделем.
324
а
Рис. 4.4. Параллельная однодисковая задвижка:
1 — шибер; 2 — патрубок; 3 — корпус; 4 — узел крепления шпинделя и шибера; 5 — седло; 6 — шпилька; 7 — уплотнительное кольцо; 8 — прокладка;
9 — верхняя крышка; 10 — набивка сальника; 11 — нажимная планка; 12 — шпиндель; 13 — кожух; 14 — выходной элемент привода; 15 — стойка
Рис. 4.5. Затвор двухдисковых параллельных задвижек:
а — с выдвижным шпинделем: 1 — диск; 2 — грибок; 3 — шпиндель; 4 — уплотнительное кольцо; 5 — седло; 6 — корпус;
б — с невыдвижным шпинделем: 1 — диск; 2 — грибок; 3 — ходовая гайка;
4 — шпиндель; 5 — уплотнительное кольцо; 6 — седло; 7 — корпус
325
11-2-164
4.2.2.	Краны
Кран — запорное устройство, в котором подвижная деталь затвора (пробка) имеет форму тела вращения с отверстием для пропуска потока. Перекрытие потока осуществляется вращением вокруг своей оси подвижной детали затвора. В зависимости от геометрической формы уплотнительных поверхностей пробки и корпуса краны разделяют на два основных типа: конические и шаровые.
Краны можно классифицировать и по другим конструктивным признакам: по способу создания удельного давления на уплотнительных поверхностях, по форме окна прохода пробки, по числу проходов, по наличию или отсутствию сужения прохода, по типу управления и привода, по материалу уплотнительных поверхностей и т. д.
Наибольшее распространение на магистральных трубопроводах получили шаровые краны.
В конструкции шаровых кранов сохранены основные преимущества конических кранов (простота конструкции, прямоточ-ность и низкое гидравлическое сопротивление, постоянство взаимного контакта уплотнительных поверхностей), но есть и отличия.
Во-первых, пробка и корпус крана благодаря сферической форме имеют меньшие габаритные размеры и массу, а также большую прочность и жесткость (им не нужны ребра жесткости, усложняющие технологию отливки).
Во-вторых, при изготовлении кранов с коническим затвором технологически трудно получить одинаковую геометрию конусов корпуса и пробки. Даже при незначительном различии углов при вершине конусов корпуса и пробки последние будут только теоретически касаться корпуса по окружности, лежащей в плоскости, перпендикулярной к оси конуса. Между тем такое различие в конусности неизбежно при обработке уплотнительных поверхностей корпуса и пробки с разных технологических установок (обычно при изготовлении кранов больших проходов). Практически, даже после притирки контакт уплотнительных поверхностей неравномерен по высоте конуса. При этом достаточно плохого контакта вверху или внизу конуса для того, чтобы герметичность крана была нарушена, так как при этом отсутствует замкнутая область контакта уплотнительных поверхностей вокруг прохода. У шаровых кранов имеется принципиальное преимущество перед
326
коническими: даже при небольшом несовпадении радиусов сферы пробки и уплотнительного кольца теоретический контакт между ними происходит по окружности вокруг прохода. Это означает, что даже при неточном изготовлении поверхность контакта уплотнительных поверхностей корпуса и пробки полностью окружает проход и герметизирует затвор крана. Таким образом, конструкция кранов со сферическим затвором менее чувствительна к неточностям изготовления, что обеспечивает гораздо лучшую герметичность.
В-третьих, изготовление шаровых кранов менее трудоемко (при наличии необходимого оборудования). Это объясняется тем, что наиболее трудоемкие операции при изготовлении кранов — механическая обработка и притирка уплотнительных поверхностей корпуса и пробки. В шаровых кранах, в отличие от конических, уплотнительных поверхностей в корпусе нет, они есть только на уплотнительных кольцах, размеры которых во много раз меньше, чем размеры корпусов конических кранов (отсюда и резкое снижение трудоемкости). Кроме того, в шаровых кранах с кольцами из пластмассы вообще отпадает необходимость в притирке уплотнительных поверхностей. Здесь пробку обычно хромируют или полируют.
Для создания необходимого при герметичности удельного давления на металлических поверхностях в шаровых кранах предусмотрено два направления.
Первое — применение шаровых кранов со смазкой на высокие давления среды и большие проходы. При этом усилие, создаваемое перепадом давления среды на большой площади, позволяет надежно герметизировать затвор, а применение смазки — уменьшить необходимые усилия для управления краном.
Второе — применение в шаровых кранах пластмассовых уплотнительных колец, что позволило снизить необходимые для герметичности затвора усилия. Изготовляют краны с плавающим шаром (рис. 4.6) и с шаром на опорах (рис. 4.7).
У первых шар в закрытом положении крана давлением рабочей среды поджимается к уплотнительной поверхности седла, при этом он сам занимает то положение, которое определяется седлом. У вторых усилие от давления рабочей среды на шар воспринимается опорами, а соосность шара и уплотнительной поверхности седла обеспечивается не автоматически, как в предыдущем слу-
327
a
б
Рис. 4.6. Шаровой кран с плавающим шаром:
а — внешний вид; б — основные элементы шарового крана: 1 — корпус; 2 — шар; 3 — поворотная цапфа; 4 — присоединительные фланцы; 5 — уплотнительный элемент; 6, 7, 8, 9 — уплотнения типа "о" кольца; 10 — болт; 11 — гайка
328
a
б
Рис. 4.7. Шаровой кран на опорах:
а — внешний вид; б — основные элементы шарового крана: / — корпус; 2 — шар; 3 — поворотная цапфа; 4 — присоединительные фланцы; 5 — уплотнительное кольцо; 6 — уплотнительный элемент; 7, 8, 9 — уплотнения типа "о" кольца
329
11-3-164
чае, а при сборке изделия — регулировкой положения шара по высоте. Краны с плавающим шаром имеют более простую конструкцию и более низкую трудоемкость изготовления, чем краны с шаром в опорах. По мере повышения рабочего давления и размеров крана с плавающим шаром возрастает контактное давление на уплотнительных поверхностях седла и шара. Чтобы контактное давление не превысило допустимого значения, контактную площадь сопрягаемых деталей увеличивают, однако наступает момент, когда это увеличение становится неэффективным, так как фактическая площадь контакта не возрастает пропорционально увеличению размеров на уплотнительных поверхностях кольца и шара, при их взаимном скольжении образуются задиры. Это обстоятельство ограничивает возможность расширения параметров шаровых кранов с плавающим шаром.
Существенными недостатками этих изделий являются:
значительные крутящие моменты, требуемые для управления, необходимость применения в связи с этим мощных приводов, имеющих большую массу и размеры;
нестабильность крутящих моментов.
С понижением температуры требуемый крутящий момент обычно возрастает в связи с увеличением вязкости герметика и присутствием воды в газе. Влияние того и другого фактора весьма существенно из-за большой площади взаимного контакта седла и шара. Кроме того, в кранах с седлом из полимерного материала на усилии, необходимом для трогания шара с места (если кран закрыт и находится под давлением), сказывается их взаимное сцепление, вызванное микронеровностями поверхности шара, в которую седло вдавливается. Увеличение крутящего момента на валу крана по указанной причине зависит от величины неровностей и их направления (от шероховатости поверхности шара и глубины рисок, возникших на нем при эксплуатации изделия, и их направления), температуры, материала седла, контактных давлений и времени нахождения седла и шара в контакте. Имеются данные, что приращение усилия на валу крана по указанной причине снижается в 2 — 2,5 раза при понижении шероховатости поверхности шара (с Ra 0,06 до 0,024). К таким же последствиям ведет и нарушение макрогеометрии шара. Наконец, во всех кранах с плавающим шаром (с металлическим седлом или седлом из полимерного материала) в закрытом положении одно из седел, а в открытом — два
330
не поджаты к шару. Более того, между седлами (или седлом) и шаром имеется зазор — удобное место для образования гидратов. В тех случаях, когда они образуются, стронуть шар с места еще труднее, иногда для этого долго приходится разогревать корпус крана. Не исключено, что в этих же кранах (т. е. с седлом из полимерных материалов) усилие управления возрастает и при значительном повышении температуры крана. Такое возможно в том случае, если при сборке был создан малый осевой люфт шара. С повышением температуры из-за значительного коэффициента объемного расширения полимерных колец этот люфт выбирается и повернуть шар удается с трудом; увеличиваются эксплуатационные затраты в связи со значительным расходом герметика.
В кранах с шаром в опорах эти недостатки практически отсутствуют. Контактное давление на уплотнительных поверхностях здесь мало зависит от силы, возникающей от давления рабочей среды, а радиус трения равен радиусу опор. Явление нестабильности усилия, требуемого для управления в них, выражено не так заметно. Кран в любом случае остается управляемым. Площадь контакта седла с шаром невелика, контактное давление также ниже, а герметик при нормальной эксплуатации крана не используется, наконец, седла постоянно поджаты к шару, т. е. мест, удобных для образования гидратов, нет. Существенно также то, что уменьшенный момент сопротивления на валу крана с пробкой в опорах по сравнению с моментом сопротивления на валу крана с плавающей пробкой позволяет комплектовать первые краны приводами, имеющими больший запас по мощности.
В промышленности изготавливают краны с корпусами двух видов: разборными и неразборными (сварными). Параллельный выпуск тех и других объясняется тем, что разборные, хотя и дороже в изготовлении, но ремонтопригодны при минимальном количестве подъемных средств и инструмента. В то же время они имеют большую массу, чем неразборные краны, и разъем (фланцевый или бесфланцевый), надежность работы которого по мере повышения рабочих параметров газа снижается. Сварные экономически более выгодны за счет экономии материала на изготовление, снижения затрат на транспортировку и монтаж, повышения надежности (в связи с отсутствием разъемного соединения), снижения трудозатрат на изготовление. Однако их ремонт возможен только на специально оборудованных производствах. Поэтому не
331
разборные краны предпочтительно использовать там, где режимы работы ненапряженные, а технический ресурс достаточно велик. Если краны не используются в качестве регулирующих устройств, то они в ряде случаев совершают 2 — 3 цикла в год.
Разборные краны целесообразно использовать там, где они должны работать с большой цикловой нагрузкой или при значительных перепадах давления.
Конструкция корпуса разборных кранов бывает различной. Разъем может быть с одной стороны, с двух сторон, по вертикальной плоскости, перпендикулярной к оси патрубков, по наклонной плоскости, под углом к оси трубопровода. В последнем случае корпус состоит из двух почти одинаковых половин. Изготавливают краны и с целым корпусом, но со съемной крышкой. Конструкция разъемного соединения корпуса с крышкой может быть бесфланцевой и фланцевой.
Наиболее удобен для ремонта кран с целым корпусом со съемной крышкой. Его ремонт можно выполнять без вырезки крана из трубопровода. Некоторое преимущество, с точки зрения ремонта (повышенную ремонтопригодность), имеют краны, корпус которых изготовлен с разъемом с двух сторон. Средняя часть такого крана может быть снята со своего места и заменена запасной без вырезки патрубков. При этом с помощью приспособления необходимо несколько раздвинуть трубы, подводимые к крану.
Конструкция корпуса неразборных кранов различна. Приваривать можно один либо два патрубка. Среднюю часть корпуса можно также сваривать из двух полусфер, соединяя их по вертикали или под углом 45 °. Каких-либо эксплуатационных преимуществ друг перед другом разные конструкции неразборных корпусов не имеют. Шар крана выполняют сплошным литым (когда это допустимо, такой шар отливают из чугуна). В целях снижения массы кранов больших размеров и экономии металла шар изготавливают с выемками. И наконец, для снижения трудоемкости изготовления и облегчения гальванопокрытия его делают фигурным. В этом случае обрабатывают и хромируют только кольцевую поверхность, контактирующую в работе с уплотнительными кольцами в корпусе. Иногда эти кольцевые поверхности образуют на отдельных от шара кольцах, которые к нему приваривают.
Эксплуатационные качества кранов с шарами различных конструкций примерно равноценны.
332
4.3.	ПРИВОДЫ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ
В настоящее время запорную арматуру (при условном диаметре выше 500 мм практически всю арматуру) оснащают приводами, наибольшее распространение из которых получили электрические, пневматические, гидравлические и комбинированные.
4.3.1.	Электрические приводы
Электроприводы для управления запорной арматурой нашли наибольшее распространение по сравнению с другими приводами благодаря таким преимуществам, как простота и надежность конструкции, а также вследствие широкой оснащенности промышленности электроэнергией.
Электроприводы классифицируют по следующим признакам.
1.	По требованиям взрывобезопасности — в нормальном и взрывобезопасном исполнениях.
2.	По типу редуктора — с червячным, зубчатым и планетарным редукторами.
3.	По способу отключения в конечных положениях: механическое с муфтой ограничения крутящего момента; электрическое с реле ограничения максимальной силы тока; комбинированное механическое и электрическое.
В свою очередь муфта ограничения крутящего момента может быть одностороннего и двустороннего действия. Кроме того, по способу срабатывания муфты могут быть: фрикционного действия; с подвижным червяком; с радиальным кулачком; с торцевым кулачком.
4.	По способу соединения со шпинделем запорной арматуры: втулкой с квадратом и втулкой с кулачками.
При работе с взрыво- и пожароопасными средами необходимо применять, как правило, взрывобезопасные электроприводы. Их можно эксплуатировать в закрытых помещениях, где могут образовываться взрывоопасные смеси газов или паров горючих жидкостей с воздухом, а также на открытом воздухе при температуре от — 40 до + 50 °C.
С помощью электропривода осуществляют: открывание и закрывание запорной арматуры; автоматическое отключение электродвигателя при превыше-
333
11-4 164
Рис. 4.8. Привод вращательного движения:
1 — род защиты. Высокая степень защиты против проникновения пыли и воды достигается за счет применения радиальных и кольцевых уплотнений. Тем самым гарантируется надежное функционирование также при экстремальных условиях эксплуатации;
2—двигатель. Для сдвига арматуры с конечного положения часто требуется особо высокий пусковой момент. Это обеспечивается специальными двигателями. Для защиты обмотки предусмотрены три термореле. Включенные в устройство управления они защищают двигатель (например, при перегрузке или стопорении ротора) от недопустимо высоких температур. Термореле прерывают токовую цепь, как только превышается максимально допустимая температура обмотки 140 °C. Внутреннее подключение двигателя осуществляют через штекерное соединение в корпусе редуктора. Это позволяет быстро заменить двигатель, например для изменения частоты вращения на выходе;
3	— блок управления. Согласно конструкции арматуры привод вращательного движения должен выключаться в конечных положениях, в зависимости от перемещения или крутящего момента. Для этой цели в блоке управления имеются две независимые друг от друга измерительные системы (схема измерения крутящего момента и схема измерения перемещения). Эти схемы воздействуют на соответствующие выключатели, которые через электрические управляющие устройства выключают двигатель и сигнализируют достижение конечного положения. Все важные для функционирования детали блока управления изготовлены из коррозионностойких металлических материалов;
4	— редуктор. Двигатели устанавливают на прочных чугунных корпусах редукторов. Для понижения частоты вращения двигателя до требуемого значения используют зарекомендовавшую себя червячную передачу. Червячный вал и полый выходной вал с червячным колесом вращаются на шарикоподшипниках или не требующих смазки подшипниках скольжения. Полость редуктора заполнена смазкой, что обеспечивает длительный срок службы без техобслуживания;
5	— штекерный соединитель. Приводы вращательного движения имеют штекерный соединитель для внешнего подключения двигателя и управления. Это дает много преимуществ: простая и быстрая проверка действия на заводе по изготовлению арматуры или на месте установки; отпадает необходимость в требующих большой затраты времени работах по отключению и подключению при техобслуживании; сохраняется правильное соединение при разборке и сборке
334
нии максимального крутящего момента;
звуковую или визуальную сигнализацию крайних положений запорного органа арматуры;
дистанционное управление запорной арматурой; автоматическое управление запорной арматурой;
местное, а также дистанционное указание положения запорного органа арматуры;
ручное управление запорной арматурой при отсутствии электроэнергии.
Конструкция привода вращательного движения "Auma", имеющая модульное исполнение, показана на рис. 4.8.
4.3.2. Пневматические приводы
Пневмоприводы в основном применяют в запорной арматуре (например, в кранах), где не требуется больших усилий и перемещений при управлении. При больших усилиях и перемещениях конструкция привода становится громоздкой и сложной.
Пневмоприводы для кранов выполняют (рис. 4.9) в виде цилиндров 1 двойного действия, имеющих поршни 2, уплотняемые манжетами 3 из бензостойкой резины. В цилиндры подают осушенный воздух, давление которого перемещает поршень в нужном направлении. Рабочее давление воздуха составляет 5 кгс/см2, максимальное давление — 8 кгс/см2. Для подключения воздушных трубопроводов к цилиндру имеются два штуцера 4 и 5 с конической резьбой. Усилие, создаваемое давлением воздуха на поршне, передается штоком 6 на пробку крана через рычаг 7 в пневмоприводах качающегося типа или через зубчатую рейку 8 и зубчатый сектор 9 в пневмоприводах стационарного типа. Пробка поворачивается при помощи пневмопривода до упоров, а положение пробки определяется по рискам на конце шпинделя или стрелки на зубчатом секторе. Для прекращения подачи воздуха в крайних положениях пневмоприводы оснащены взрывобезопасными конечными выключателями. Сигналы на выключение подаются кулачками, регулируемыми винтами.
Применение пневмоприводов в клиновых задвижках осложняется из-за необходимости значительного усилия для отрыва клина из клиновой камеры корпуса, а для перемещения клина после его отрыва требуется усилие в несколько раз меньше.
335
Рис. 4.9. Пневмоприводы для кранов:
а — с поворотным цилиндром качающегося типа; б — с жестко закрепленным цилиндром стационарным; 1 — цилиндр; 2 — поршень; 3 — уплотнительные манжеты; 4 — штуцер на открытие; 5 — штуцер для создания давления в цилиндре на закрытие; б — шток; 7 — рычаг; 8 — зубчатая рейка; 9 — зубчатый сектор
В связи с этим проектировать мощный пневмопривод, который бы мог оторвать клин, а в дальнейшем не использовал бы свои возможности, нецелесообразно.
4.3.3. Гидравлические приводы
Гидроприводы, как и пневмоприводы, широко применяют для управления кранами магистральных газопроводов. Краны уста-336
навливают на трассе газопровода и оборудуют дистанционным управлением. Гидравлическая жидкость для управления кранами находится в специальных гидробаллонах, входящих в конструкцию гидроприводов. При подаче импульса на закрывание или открывание (рис. 4.10) открывается соответствующий электропневмати-ческий вентиль и давление газа из трубопровода выдавливает жидкость из гидробаллонов в полость гидроцилиндра, благодаря чему перемещается поршень и открывается или закрывается кран. Предусмотрена возможность местного управления гидроприводами при помощи ручного насоса, подключающегося к системе шестиходовым переключателем.
Рис. 4.10. Схема дистанционного управления гидроприводами кранов для магистральных трубопроводов:
а — с одним гидроцилиндром; б — с двумя гидроцилиндрами; 1 — автоматический переключатель на открытие; 2 — автоматический переключатель на закрытие; 3 — гидробаллон для закрытия; 4 — гидробаллон для открытия;
5 — шестиходовой переключатель; 6 — гидроцилиндр; 7 — управляемый кран; 8 — ручной насос
337
a
Рис. 4.11. Обратные клапаны:
а — подъемный: 1 — корпус, 2 — золотник, 3 — пружина, 4 — крышка, 5 — болт; б — поворотный: 1 — корпус, 2 — захлопка, 3 — крышка, 4 — серьга
1 2
Рис. 4.12. Клапан обратный поворотный:
1 — гайка; 2 — шпилька; 3 — серьга; 4 — кронштейн; 5 — шайба; 6 — болт; 7 — прокладка; 8 — крышка; 9 — корпус; 10 — ось; 11 — захлопка; 12 — шплинт; 13 — гайка стопорная
338
4.4. ОБРАТНЫЕ КЛАПАНЫ
Обратные клапаны предназначены для предотвращения обратного потока среды в трубопроводе и, тем самым, предупреждения аварии, например при внезапной остановке насоса и т. д. Они являются автоматическим самодействующим предохранительным устройством. Затвор — основной узел обратного клапана. Он пропускает среду в одном направлении и перекрывает ее поток в обратном.
По принципу действия в основном обратные клапаны разделяют на подъемные и поворотные (рис. 4.11).
Преимущество поворотных клапанов заключается в том, что они имеют меньшее гидравлическое сопротивление. Это очень важно при проектировании больших трубопроводов с применением обратных клапанов.
Подъемные клапаны более просты и надежны. Они могут быть угловыми и проходными, причем для их изготовления можно использовать корпуса вентилей.
На магистральных нефтепроводах чаще всего применяют обратный клапан поворотного типа, конструкция которого показана на рис. 4.12.
4.5. ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
Для защиты сосудов, аппаратов, емкостей, трубопроводов и другого технологического оборудования от разрушения при чрезмерном превышении давления чаще всего применяют предохранительные клапаны. Предохранительный клапан обеспечивает безопасную эксплуатацию оборудования в условиях повышенных давлений газа или жидкости. При повышении в системе давления выше допустимого предохранительный клапан автоматически открывается и сбрасывает необходимый избыток рабочей среды, тем самым предотвращается возможность аварии. После окончания сброса давление снижается до величины, меньшей начала срабатывания клапана, предохранительный клапан автоматически закрывается и остается закрытым до тех пор, пока в системе вновь не увеличится давление выше допустимого.
Кроме названия "предохранительный клапан" используют на
339
звания "перепускной" и "предохранительно-перепускной".
Предохранительный клапан — автоматическое устройство для сброса давления, приводимое в действие статическим давлением, возникающим перед клапаном, и отличающееся быстрым полным подъемом золотника за счет динамического действия выходящей из сопла струи сбрасываемой среды. Предохранительные клапаны используют для газов и паров.
Перепускной клапан — автоматическое устройство для сброса давления, приводимое в действие статическим давлением, возникающим перед клапаном, и отличающееся постепенным подъемом золотника пропорционально увеличению давления сверх давления открывания. Перепускные клапаны используют главным образом для жидкостей.
Предохранительно-перепускной клапан — автоматическое устройство, которое можно использовать в качестве либо предохранительного, либо перепускного клапана в зависимости от вида применения. Эти клапаны, как правило, на газах работают как предохранительные, а на жидкостях — как перепускные.
Основные требования к предохранительным клапанам стандартизированы и соблюдаются в законодательном порядке.
Существующие конструкции предохранительных клапанов можно классифицировать по нескольким признакам.
По виду нагрузки на золотник
1.	Предохранительные клапаны грузового типа с непосредственной нагрузкой на золотник (рис. 4.13а). Они очень просты по конструкции. Однако их применяют только для низких давлений с небольшим сечением сопла из-за невозможности приложения к золотнику груза большой массы. Кроме того, эти клапаны склонны к вибрациям и очень восприимчивы к посторонним влияниям, вследствие чего не могут быть применены для подвижных систем.
2.	Предохранительные клапаны грузового типа с непрямым нагружением золотника (рис. 4.136). К ним относят рычажные предохранительные клапаны. Основное преимущество их — нагрузка на золотник при его подъеме остается постоянной (это можно отнести и к предыдущим клапанам). Кроме того, настройка рычажного предохранительного клапана на давление, при котором он должен открываться (установочное давление), довольно
340
Рис. 4.13. Предохранительные клапаны: а — грузовой; б — рычажный
точна и осуществляется перемещением груза на рычаге.
Однако рычажные предохранительные клапаны имеют и существенные недостатки, которые значительно ограничивают область их возможного применения. Применение таких клапанов недопустимо на подвижных установках, а также на установках, способствующих возникновению вибрации. Эти клапаны нельзя применять на установках, где давление резко пульсирует, так как наличие длинного рычага с грузом способствует усилению пульсации.
3.	Пружинные предохранительные клапаны. В пружинных предохранительных клапанах давлению среды на золотник противодействует сила пружины. Клапан настраивают большим или меньшим поджатием пружины. Пружинные предохранительные клапаны можно применять на всех, без исключения, аппаратах и установках, где необходимо ограничение давления (по Правилам Госгортехнадзора). Предо хранительные клапаны устанавливают как в вертикальном, так и в горизонтальном положении, хотя необходимо стремиться к установке их вертикально.
341
Существенное преимущество пружинных предохранительных клапанов — относительно малые габаритные размеры при больших проходных сечениях. Это достигается применением сильных пружин.
По высоте подъема золотника
Высота подъема золотника — одна из основных характеристик предохранительных клапанов, так как она определяет его пропускную способность.
Существует три типа предохранительных клапанов.
1.	Низкоподъемные предохранительные клапаны, у которых отношение высоты подъема золотника к диаметру сопла равно 1/20 : 1/40, т. е. сечение щели, через которую проходит среда, будет значительно меньше сечения сопла. К ним относят простейшие предохранительные клапаны, которые применяют главным образом для жидкостей, когда не требуется большая пропускная способность.
2.	Среднеподъемные предохранительные клапаны, имеющие отношение высоты подъема золотника к диаметру сопла равно 1/6 : 1/10. Такие клапаны применяют редко, так как они, несмотря на усложненную конструкцию, имеют низкую производительность.
3.	Полноподъемные предохранительные клапаны, отличающиеся высокой производительностью, так как сечение щели при подъеме золотника равно или больше сечения сопла клапана, т. е. высота подъема золотника равна или больше 1/4 диаметра сопла.
По связи с окружающей средой
1. Предохранительные клапаны открытого типа, которые при открывании сбрасывают среду непосредственно в атмосферу. Их применяют на нетоксичных средах. Такие клапаны просты и надежны в работе, так как практически даже при их работе отсутствует противодавление, отрицательно влияющее как на начало срабатывания, так и на производительность клапанов.
2. Предохранительные клапаны закрытого типа, пропускающие среду при открывании в трубопровод и герметичные по отношению к окружающей атмосфере.
342
По влиянию противодавления
Соединение линий сброса предохранительных клапанов в общий коллектор и привело к тому, что при срабатывании одного из клапанов на остальные действует противодавление, которое необходимо учитывать при их работе.
1. Предохранительные клапаны неуравновешенного типа не имеют устройств, устраняющих действие противодавления. В этих клапанах — повышенное установочное давление. В то же время, если постоянное противодавление можно учесть и точно подсчитать разницу между давлением срабатывания предохранительного клапана без противодавления и с ним, то при переменном противодавлении этого сделать нельзя.
2. Предохранительные клапаны уравновешенного типа, в которых противодавление практически не влияет на работу клапана. Конструктивно это достигается применением поршня того же диаметра, что и сопло клапана или сильфона, внутренний диаметр которого равен диаметру сопла. Вторая конструкция клапана более надежна, ее чаще применяют, особенно в связи с тем, что сильфон предохраняет пружину и другие детали клапана от воздействия среды, что играет большую роль при работе клапана с агрессивными средами.
По способу открывания клапана
1. Предохранительные клапаны прямого действия, у которых давление среды воздействует непосредственно на золотник, поднимая его при установочном давлении. Этот принцип действия надежнее, но он совершенно неприемлем для предохранительных клапанов больших диаметров на высокое давление.
2. Предохранительные клапаны со вспомогательным устройством, срабатывающие только после срабатывания вспомогательного устройства (импульсного клапана).
Основное преимущество предохранительных клапанов со вспомогательным устройством — возможность получения высокой пропускной способности за счет увеличения диаметра сопла. При этом необходимо учитывать, что надежность такого клапана зависит от работоспособности двух клапанов — основного и вспомогательного, что, конечно, является его недостатком.
343
По числу сопел
1.	Одинарные предохранительные клапаны имеют одно сопло и золотник. Как правило, в промышленности используют именно такие клапаны.
2.	Двойные предохранительные клапаны — в одном корпусе расположены два сопла и два золотника. Такая конструкция создана в связи с укрупнением установок, требующих увеличения производительности предохранительных клапанов.
3.	Тройные предварительные клапаны — в одном корпусе находятся три сопла и три золотника. Существует мнение, что при использовании тройного клапана на средах высокой температуры происходит неравномерное тепловое расширение корпуса, что от-
Рис. 4.14. Клапан предохранительный пружинный:
1 — корпус; 2 — седло; 3, 6, 7 — кольцо; 4 — прокладка; 5 — винт; 8 — золотник; 9, 11, 16, 21 — прокладка; 10 — перегородка; 12 — опора; 13 — крышка; 14 — шток; 15 — винт регулировочный; 17, 19, 26, 30 — гайка; 18 — шплинт; 20 — колпак; 22 — пробка; 23 — кулачок; 24 — валик; 25 — шпонка; 27, 29 — шпилька; 28 — пружина; 31 — втулка
344
рицательно сказывается на его нормальной работе.
В системах трубопроводного транспорта чаще всего используют предохранительный клапан пружинный, конструкция которого приведена на рис. 4.14.
4.6. Регулирующие заслонки
Принцип действия регулирующих заслонок, предназначенных для регулирования больших расходов, заключается в изменении их пропускной способности при повороте диска в соответствии с входным сигналом, поступающим от управляющего устройства (управляющей вычислительной машины, автоматического регулятора, панели дистанционного управления и т. п.)
Существующие конструкции заслоночных исполнительных устройств могут быть классифицированы по нескольким признакам.
По форме диска заслонки могут быть с плоским или профильным диском.
По принципу действия заслонки разделяют на регулирующие и запорно-регулирующие.
По взаимному расположению осей диска и вала заслонки могут быть с соосным расположением осей диска и вала и с несоосным.
По конструкции корпуса заслонки разделяют на фланцевые и бесфланцевые (так называемые "вафельные").
По виду применяемого привода заслонки могут быть пневматические, электрические, гидравлические и ручные.
Конструкция запорно-регулирующей заслонки с электрическим исполнительным механизмом и ручным дублером показана на рис. 4.15.
Регулирующий орган заслонки состоит из корпуса 1, диска 2, вала 3, оси 4, опор 5 и 6, деталей сальникового уплотнения — нажимного фланца 7 и уплотнительных колец 8. Диск жестко связан с валом и осью при помощи штифтов. Проход перекрывается резиновым кольцом 10, установленным в проточке диска и прижимаемым кольцом 11. Электрический привод с ручным дублером 12 крепится непосредственно к регулирующему органу. Вращение выходного звена привода передается непосредственно диску 2 че-
345
Рис. 4.15. Запорно-регулирующая заслонка с электрическим приводом:
1 — корпус; 2—диск; 3 — вал; 4 — ось; 5.6 — опоры; 7 — нажимной фланец; 8 — уплотнительные кольца; 9 — штифт; 10 — резиновое кольцо; 11 — прижимное кольцо; 12 — ручной дублер
рез вал 3. Основные детали регулирующего органа, соприкасающиеся со средой, выполнены из серого чугуна.
346
ГЛАВА5
ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ
ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ
1	Как было уже сказано выше, все вспомогательные системы,
обеспечивающие нормальное функционирование основного оборудования перекачивающих станций (насосных и компрессорных) и требуемые условия работы обслуживающего персонала, можно подразделить на вспомогательные системы насосных и компрессорных агрегатов или цехов и на вспомогательные системы перекачивающих станций.
Отметим еще раз, что для обеспечения условий работы магистральных насосов и электродвигателей в период эксплуатации с заданными параметрами предусматривают следующие вспомогательные системы:
1)	систему разгрузки торцевых уплотнений;
2)	систему сбора утечек от торцевых уплотнений;
3)	систему смазки и охлаждения подшипников;
4)	систему подачи воды для охлаждения воздуха внутри электродвигателей и масла в теплообменниках;
5)	систему подачи и подготовки сжатого воздуха;
6)	систему оборотного водоснабжения и охлаждения воды воздухом.
К вспомогательным системам газоперекачивающих агрегатов относят:
1) систему маслоснабжения (для смазки трущихся деталей и уплотнения нагнетателей);
2) системы топливного, пускового и импульсного газа.
Вспомогательные системы перекачивающих станций включают в себя:
1)	систему водоснабжения объектов НС и КС;
2)	систему водоотведения;
347
3)	систему теплоснабжения;
4)	систему вентиляции;
5)	систему энергоснабжения.
Как и любая классификация, вышеприведенное подразделение систем условно. Это означает, что в реальных условиях иногда трудно разграничить функции данной системы — агрегатная (цеховая) ли она или станционная. Это замечание будем всегда иметь в виду, рассматривая станционные вспомогательные системы.
5.1.	ВОДОСНАБЖЕНИЕ
5.1.1.	Основные сведения по системам водоснабжения
На предприятиях транспорта, хранения и распределения нефти, нефтепродуктов и газа воду в общем случае используют на хозяйственно-питьевые, производственные и противопожарные нужды. Соответственно этому устраивают следующие системы водоснабжения (водопроводы):
хозяйственно-питьевые;
производственные;
противопожарные.
Систему водоснабжения разрабатывают в соответствии с главами строительных норм и правил по проектированию наружных сетей и сооружений и внутреннего водопровода, складов нефти и нефтепродуктов, а также другими нормативными документами.
В зависимости от качества и требований к воде, необходимых напоров и расходов устраивают следующие системы:
1)	отдельные (производственные, хозяйственно-питьевые и противопожарные);
2)	комбинированные, когда некоторые из водопроводов, имеющие различное назначение, совмещаются в один (производственно-противопожарные, производственно-хозяйственно-питьевые);
3)	объединенные (производственно-хозяйственно-противопожарные) .
Если качество воды источника водоснабжения не удовлетворяет санитарным требованиям, предъявляемым к питьевой воде, необходима ее очистка или устройство раздельных систем водо
348
провода (при этом для системы хозяйственно-питьевого водопровода предусматривают очистку воды).
Строительство раздельных систем обходится дорого, и они сложнее в эксплуатации, поэтому следует стремиться к использованию источников водоснабжения, обеспечивающих необходимое количество воды без очистки или только при наличии дезинфекции.
На площадках компрессорных станций магистральных газопроводов следует проектировать объединенный водопровод (как правило, высокого давления).
На головных перекачивающих станциях магистральных нефтепроводов противопожарные водопроводы устраивают отдельными.
На площадках групповых пунктов очистки, осушки и замера газа производственные и хозяйственно-питьевой водопроводы не предусматривают. Противопожарное водоснабжение допускается из водоемов или резервуаров.
Производственные системы водоснабжения могут быть прямоточные, с повторным использованием воды и оборотные. В прямоточных системах использованную воду сбрасывают непосредственно в естественные водотоки и водоемы. Если использованную один раз в цикле производства воду можно направлять на другой вид ее использования, то организуют систему водоснабжения с повторным использованием воды. Примером оборотного водоснабжения, позволяющего экономить воду и уменьшить загрязнение окружающей среды, являются системы охлаждения КС, НПС нефтепроводов и нефтепродуктопроводов, в которых воду, поступающую от нагретых узлов, охлаждают в специальных устройствах и вновь направляют на охлаждение агрегатов.
На НПС и КС магистральных газонефтепроводов, почти всегда находящихся вдали от городов и промышленных центров, довольно часто приходится проектировать систему водоснабжения для промышленного объекта и жилого поселка, расположенного рядом с ним.
Для подачи воды из наружной сети водопровода до точек разбора воды в производственных, вспомогательных, административно-хозяйственных и жилых зданиях служит внутренний водопровод.
В данном учебнике преобладающее внимание уделено наружным сетям и сооружениям.
349
В общем случае система водоснабжения включает в себя различные по назначению объекты (рис. 5.1):
водоприемные сооружения 1;
насосные станции первого и второго подъема 2, 5;
очистные сооружения 3;
резервуары 4;
водонапорные башни 7;
водоводы 6;
водопроводные сети 8.
В ряде систем водоснабжения некоторые сооружения могут отсутствовать в зависимости от местных условий.
Водоприемное сооружение (или водозабор) 1 предназначено для забора воды из наземного или подземного источника природной воды. Насосная станция 1 -го подъема 2, которая может быть совмещена с водозабором, служит для перекачки воды от водозабора до очистных сооружений 3 природной воды и далее в резервуар 4 чистой воды. Насосная станция 2-го подъема 5 забирает воду из резервуара и перекачивает ее по водоводу 6 в водопроводную распределительную сеть 8. Водонапорная башня 7 является одним из видов напорно-регулирующих устройств, позволяющих компенсировать суточную неравномерность потребления воды.
Напорно-регулирующее устройство имеет резервуар, в который воду запасают в те часы суток, когда водопотребление меньше, чем расход воды, подаваемой в систему водяным насосом. Наоборот, когда водопотребление превышает подачу водяного насоса, то в эти периоды времени производят подпитку распределительной сети из резервуара. Обеспечение требуемого напора, под которым воду будут подавать потребителям, осуществляют либо за
Рис. 5.1. Типовая схема системы водоснабжения
350
счет установки резервуара (бака) на определенной высоте (случай водонапорной башни), либо за счет давления воздуха в резервуаре, создаваемого воздушным компрессором (случай пневматической установки). Пневматические установки (водо-воздушные баки) применяют редко из-за больших эксплуатационных затрат. Их использование может быть целесообразным при малых расходах воды (до 10 м3/ч), например на КС магистральных газопроводов. Устройство водонапорной башни показано на рис. 5.2, схема пневматической установки приведена на рис. 5.3.
Водонапорная башня состоит из водонапорного бака, поддерживающей его конструкции (ствола), отепляющего шатра вокруг бака, подводящих и отводящих трубопроводов, регулирующей аппаратуры и сигнализации. Вода в бак подается по трубе 10, которая заканчивается на уровне наибольшего наполнения. Для предотвращения перелива водонапорного бака на конце наполнительного трубопровода 10 установлен клапан 2, который перекрывает трубопровод при достижении водой максимального уровня.
Рис. 5.2. Схема водонапорной башни
351
3
4
Рис. 5.3. Схема пневматической установки
Вода из бака расходуется по тому же трубопроводу 10, называемому подающе-разводящим. Но если при закачке воды в бак вода попадает в верхнюю часть емкости, то при отборе воду забирают из нижней части резервуара. Для этого трубопровод 10 соединен с трубопроводом 7, в котором установлен обратный клапан 8, а на конце специальная сетка 1. Для ремонта водонапорного бака или аппаратуры, а также для отключения от сети служит задвижка 11. Если плохо работает клапан 2, то для избежания перелива воды в баке предназначена переливная труба 9 с воронкой 3. К переливной трубе 9 подсоединена сливная труба 4 с задвижкой 5. Сливная труба служит для периодической промывки водонапорного бака и удаления осадка, скапливающегося на дне бака. Уровень воды в водонапорной башне контролируется уровнемером. Он может быть соединен с системой включения и выключения насосных агрегатов в зависимости от положения уровня воды в баке. На трубопроводах 10 и 9 устанавливают компенсаторы для снятия температурных деформаций.
Пневматическая установка состоит из следующих основных элементов: двух герметических резервуаров — воздушного 1 и водяного 6, соединенных между собой перепускным трубопроводом 3 с вентилем 4. Для наполнения резервуара 1 воздухом установлен компрессор 2. Вода подается в резервуар через задвижку 8 по тру
352
бопроводу 9, который в водяном резервуаре заканчивается поплавковым клапаном 7, не допускающим его полного опорожнения и попадания воздуха в сеть водопровода. Перепускной трубопровод 3 заканчивается обратным клапаном 5, предотвращающим попадание воды в воздушный резервуар.
В малых установках нередко применяют только один водо-воздушный бак.
На перекачивающих станциях имеются резервуары, сооружаемые для: хранения противопожарных и аварийных запасов воды; приема свежей воды, питающей системы оборотного водоснабже-
Рис. 5.4. Узел водопроводных сооружений площадки перекачивающей станции с резервуарным парком:
I —- водопроводная насосная: II — запасной железобетонный резервуар для воды; III— водонапорная башня; IV — грязевой колодец; 1 — труба источника воды; 2 — напорная труба в сеть; 3 — всасывающая пожарная линия; 4 — всасывающая хозяйственно-производственная линия; 5 — колонка для поддержания уровня пожарного запаса; 6 — грязевая труба; 7 — переливная труба в кювет; 8 — соединительная (циркуляционная) труба; 9 — верхний уровень хозяйственно-производственного запаса; 10 —уровень неприкосновенного пожарного запаса; 11 — насосы пожарные; 12 — насосы хозяйственно-производственные
353
12-1 - 164
ния; приема и хранения воды от НС первого подъема. Резервуары для хранения воды обычно строят железобетонными.
Типовой узел водопроводных сооружений, применяемых на головных и промежуточных станциях с резервуарным парком, показан на рис. 5.4.
Типовой узел водопроводных сооружений на промежуточных станциях, не имеющих резервуарных парков, показан на рис. 5.5.
Рис. 5.5. Узел водопроводных сооружений площадки перекачивающей станции, не имеющей резервуарного парка:
1 — хозяйственно-производственные насосы; 2 — пожарный насос, 3 — погружной насос; 4 — запасной резервуар для воды; 5 — водо-воздушный бак; 6 — ресивер; 7 — труба от артезианской скважины № 2; 8 — труба от артезианской скважины к запасному резервуару; 9 — труба от запасного резервуара к хозяйственно-производственным насосам; 10 — труба от запасного резервуара к пожарному насосу; 11 — напорная труба в сеть перекачивающей станции; 12 — сжатый воздух; 13 — сброс от артезианской скважины;
14 — электрощит; 15 — стояк укосины с талью для подъема обсадных труб
354
5.1.2.	Источники водоснабжения и водозаборные сооружения
Большинство нефтеперекачивающих и компрессорных станций обеспечивают водой из подземных источников. В этом случае в качестве водозаборного сооружения чаще всего используют трубчатые буровые колодцы или скважины (рис. 5.6).
Нередко встречаются термины: артезианская скважина, арте-зианскишнасос и т. д. Термин "артезианский" происходит от названия французской провинции Артуа, где начали пользоваться такими сооружениями и устройствами.
В зависимости от типа применяемого насоса оборудование скважин представлено на рис. 5.7.
Рис. 5.6. Водозаборная скважина:
1 — фильтр скважины; 2 — эксплуатационная колонна труб; 3 — колонна обсадных труб; 4 — кондуктор; 5 — цементный или глиняный замок; 6 —-устье скважины (оголовок); 7 — павильон (шатер); 8 — насосные (водоподъемные) трубы; 9 — насос с погружным электродвигателем; 10 — отстойник; 11 — статический уровень грунтовых вод; 12 — водоносный слой
355
Рис. 5.7. Оборудование скважин насосами:
а и б — насосная установка с трансмиссионным валом и погружным электродвигателем соответственно; в — схема оборудования скважины горизонтальным центробежным насосом; 1 — насос; 2 — водоподъемный трубопровод; 3 — опорное колено; 4 — пята привода; 5 — электродвигатель; 6 — манометр; 7 — задвижка; 8 — вакуумметр; 9 — приемный клапан
При использовании подземных вод следует, как правило, проектировать не менее двух скважин, причем каждая скважина должна давать не менее 100 % расчетного расхода воды. При максимальном расходе воды на хозяйственно-питьевые нужды не более 10 м3/ч допускается предусматривать одну скважину. В этом случае в резервуаре насосной станции второго подъема кроме противопожарного запаса воды дополнительно должен храниться шестичасовой запас воды на хозяйственно-питьевые и производственные нужды и один резервный насос на складе.
Если забор воды осуществляется из мелкозернистых и пылеватых пород, то количество скважин должно быть не менее двух.
Для забора воды из поверхностных источников используют береговые водоприемные сооружения раздельного и совмещенного типа, русловые водозаборники.
356
При расположении перекачивающей станции в пределах города или вблизи промышленного предприятия можно использовать существующий водопровод, что должно быть обосновано оценкой его мощности и качества воды.
Выбор источника водоснабжения определяется технико-экономическими показателями и качеством воды.
5.1.3.	Противопожарное водоснабжение
На перекачивающих станциях (особенно с резервуарным парком) самой мощной является противопожарная система водоснабжения, характеризуемая значительными расходами и напорами воды, что приводит к необходимости проектировать отдельные противопожарные системы. По технико-экономическим соображениям противопожарные водопроводы могут быть объединены с хозяйственно-питьевыми и производственными водопроводами.
В резервуарных парках НПС, на отдельно стоящих резервуарах для нефтепродуктов компрессорных станций, в зданиях и помещениях, в воздухе которых могут содержаться углеводороды, предусматривают системы пенного пожаротушения и водяного охлаждения. Тушение пожаров водой допускается только на объектах, не содержащих углеводороды. Так, например, если тушить пожар в резервуаре с нефтепродуктом водой, то она как более плотная, опускается на днище резервуара, не изолируя очаг горения от кислорода атмосферы.
Пожаротушение в резервуарных парках производят воздушно-механической пеной, получаемой с помощью пеногенераторов, средней и низкой кратности (соотношение объемов раствора пенообразователя и получаемой пены 1 : 70 и менее, т. е. 1 ; 60, 1:50 и т. д.). Огнетушители с химической пеной применяют в зданиях и отдельных помещениях при малых пожарах.
Противопожарные трубопроводы подразделяют на раство-ропроводы для подачи раствора пенообразователя в воде и водопроводы для подачи воды на охлаждение резервуаров. Они, как правило, должны быть кольцевыми. Тупиковые сети допускаются при длине тупиковых линий не более 200 м.
Конечным элементом растворопровода является пеногенератор, который устанавливают стационарно на резервуаре, в насос
357
12-2 - 164
ном или компрессорном цехе и т. д. В пеногенераторе воздушномеханическая пена образуется при дроблении на сетке струи раствора пенообразователя, выходящей под напором из сопла, который находится на некотором расстоянии от сетки. Установка пеногенератора в верхнем поясе резервуара показана на рис. 5.8.
Для забора воды из противопожарного водопровода, который прокладывается подземно, используют пожарный гидрант и пожарную колонку (стендер). Гидрант установлен стационарно на трубопроводе, а стендер привозят и наворачивают на гидрант, обеспечивая открытие клапана гидранта и подсоединение пожарных рукавов. Устройство пожарных гидранта и колонки показано на рис. 5.9, 5.10 соответственно.
Для увеличения полезного объема резервуара пеногенераторы устанавливают по нижнему краю его крыши.
Рис. 5.8. Схема установки генератора на резервуаре:
1 — резервуар; 2 — труба; 3 — площадка для обслуживания генератора; 4 — фланец; 5 — уголок; 6 — генератор; 7 — короб с герметичным затвором
358
Рис. 5.9. Гидрант пожарный подземный:
1 — корпус; 2 — стержень; 3 — крышка; 4 — торцевой ключ; 5 — гайка; 6 — подставка; 7 — клапан;
8 — клапан для выпуска воды; 9 — ползунок
430
Рис. 5.10. Пожарная колонка:
1 — головка; 2 — стержень;
3 — рукоятка
Опыт тушения пожаров в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами за последние 50 лет показал неэффективность используемых средств тушения. Поэтому в настоящее время переходят к применению так называемого подслойного тушения пожаров.
Система подслойного тушения пожаров в резервуарах (СПТ) — это совокупность специального оборудования, пенообразователя и технологии, позволяющей генерировать, транспортировать и вводить низкократную пену непосредственно в слой горючего или в подтоварную воду, обеспечивая быстрое тушение пожара. Применение СПТ позволяет ликвидировать горение нефти в резервуаре, несмотря на разрушение верхнего пояса и наличие закрытых сверху участков поверхности горения. Эффективность тушащего действия СПТ практически не зависит от времени раз
359
вития пожара, поскольку пену вводят в холодный нижний слой нефти в резервуаре.
СПТ представляет собой протяженную линию растворо- и пе-нопроводов со специальным оборудованием для получения и подачи пены внутрь резервуара. В системе СПТ используют следующее оборудование:
высоконапорные пеногенераторы (ВПГ) с соединительными фланцами и полугайками;
системы задвижек до и после обвалования;
обратные клапаны;
пакеты с калиброванной разрывной мембраной внутри или снаружи резервуара;
внутреннюю разводку пенопровода с пенными насадками.
5.2.	ВОДООТВЕДЕНИЕ
В результате использования воды на различные нужды на площадках НПС и КС образуется загрязненная вода, которую нужно собрать и отвести на очистку перед сбросом в естественные водоемы и водотоки. Эта вода поступает с нескольких объектов станции и стекается по трубам и непосредственно по территории чаще всего самотеком к очистным сооружениям, и поэтому ее называют сточной водой (сточными водами) или стоками.
При эксплуатации перекачивающих станций образуются следующие виды сточных вод:
производственные — в резервуарных парках, на сливно-наливных эстакадах, в насосных, лабораториях и т. д.;
дождевые (атмосферные) — с территории промплощадок и обвалований;
бытовые — от хозяйственно-бытовых помещений, санузлов, душевых установок и т. п.
В данном разделе будут рассмотрены только нефтесодержащие сточные воды: производственные и дождевые.
Производственные сточные воды (ПСВ) включают в себя несколько разновидностей нефтесодержащих стоков.
Отстойные (подтоварные) воды поступают из резервуаров, где они образуются в результате отстаивания обводненных нефтей и нефтепродуктов.
360
В насосных цехах нефтесодержащие сточные воды могут образоваться при охлаждении подшипников и узлов уплотнения вала насоса, а также после мытья полов.
Незначительное количество воды, загрязненной нефтепродуктами, поступает из лабораторий.
Дождевые сточные воды образуются при выпадении дождя. К этой же категории относят талые воды. Та часть дождевых вод, которая поступает с загрязненных поверхностей, помимо обычных механических примесей содержит нефтяные частицы и поэтому подлежит отведению и очистке совместно с ПСВ. Сюда же относят сточные воды с обвалованных участков резервуарных парков, сливо-наливных устройств, технологических площадок. С незагрязненной территории дождевые воды отводят отдельно и сбрасывают без очистки.
5.2.1.	Виды водоотводящих сетей
Под водоотведением или системой водоотведения (ранее использовались термины "канализация", "система канализации"), как известно, понимают комплекс сетей и сооружений, предназначенных для приема и отвода загрязненных сточных вод, а также для очистки или обезвреживания перед утилизацией или сбросом в водоемы. Таким образом, водоотводящие (канализационные) сети входят в состав системы водоотведения. Тем не менее, очень часто, когда речь идет об этих сетях, используют термины "канализация", "система канализации".
Следует отметить, что здесь будут рассмотрены только наружные водоотводящие сети.
На станциях магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов устраивают следующие виды систем водоотведения (водоотводящих сетей):
производственно-дождевую;
бытовую;
специальную (спецканализацию), предназначенную для отвода сточных вод, загрязненных этилированными бензинами (тетраэтилсвинцом) .
В последнее время выпуск этилированных бензинов резко сокращается и в современных проектах специальной сети может и не быть.
361
12-3-164
При количестве сточных вод, загрязненных этилированными бензинами, до 10 м3/сут допускается отводить их в специальные сборники с последующей вывозкой на соответствующие очистные сооружения.
Устройство бытовой системы водоотведения обязательно при числе рабочих и служащих 25 человек и более в смену. При меньшем числе работающих устраивают вывозную систему.
В производственно-дождевую систему сбрасывают нефтесодержащие производственные и дождевые воды, сточные воды, образовавшиеся при тушении пожара.
На площадках промежуточных нефтеперекачивающих станций, не имеющих резервуарных парков, разрешается нефтесодержащие стоки сбрасывать по самостоятельной отводной сети в резервуары для сброса технологических утечек при насосных цехах. При этом должны быть приняты меры против инфильтрации грунтовых вод в отводную сеть.
В большинстве случаев водоотводящие трубопроводы проектируют безнапорными. При необходимости устраивают напорные сети.
Производственно-дождевую сеть следует проектировать из несгораемых материалов, как правило, подземной.
Для предприятий транспорта газа (в т.ч. и компрессорных станций магистральных газопроводов), как правило, следует предусматривать следующие водоотводящие сети:
бытовую;
производственную для отвода стоков после мытья автомобилей;
производственную для отвода вод от продувок систем оборотного водоснабжения и котельных. В эту же сеть отводят дождевые воды с площадок технологических установок и других площадок предприятия.
Производственную сеть для стоков от мытья автомобилей следует проектировать по замкнутому циклу без сброса сточных вод.
Определение характеристик водоотводящих трубопроводов производят на основе расчетного расхода сточных вод. Определяют средние и максимальные суточные, часовые и секундные расходы. Наиболее часто суточные и часовые расходы определяют в кубических метрах, а секундные расходы — в литрах.
Общие указания по определению расчетных расходов ПСВ приводят в нормативных документах, согласно которым расчет-362
ные среднесуточные расходы ПСВ от промышленных предприятий и коэффициенты неравномерности их притока следует определять на основании технологических данных. При этом необходимо предусматривать рациональное использование воды за счет применения маловодных технологических процессов, оборотных систем водоснабжения, систем повторного использования воды и т. п.
При решении конкретной задачи в первую очередь следует определять расходы сточных вод расчетным путем, т. е. с использованием соответствующих формул: теоретических или эмпирических. Для ориентировочных (оценочных) расчетов можно использовать отраслевые нормы водоотведения.
5.2.2.	Оборудование водоотводящих сетей
Оборудование водоотводящих сетей включает устройства по приему сточных вод (водоприемные или дождеприемные колодцы, трапы), трубы и колодцы.
Сбор дождевых вод производят с помощью дождеприемных колодцев, закрытых сверху решетками. В обвалованиях резервуаров выпускные трубы колодцев снабжают специальными запорными устройствами-хлопушками, которые обычно находятся в закрытом состоянии. Регулирование выпуска дождевых вод осуществляется различной степенью открытия хлопушки. Схема колодца, оборудованного хлопушкой, представлена на рис. 5.11.
В насосном цехе и других производственных помещениях подобные устройства для приема сточных вод называются трапами, причем хлопушки в них отсутствуют.
В практике строительства водоотводящих сетей широкое распространение нашли:
1) в самотечных сетях — безнапорные железобетонные, бетонные, керамические, асбестоцементные, чугунные и пластмассовые трубы;
2) в напорных сетях — напорные железобетонные, асбестоцементные, чугунные, стальные и пластмассовые трубы.
Применение чугунных труб для самотечной и стальных для напорной сетей допускается при прокладке в труднодоступных пунктах строительства: в вечномерзлых, просадочных грунтах; на подрабатываемых территориях; в местах переходов через водные преграды; под железными и автомобильными дорогами; в местах
363
2	3
Рис. 5.11. Схема колодца, оборудованного хлопушкой:
1 — труба; 2—чугунный люк; 3 — внутренняя крышка люка; 4 — просмоленный канат; 5 — хлопушка; 6 — бетонный колодец; 7 — асбестоцементный раствор
пересечения с сетями хозяйственно-питьевого водопровода; при прокладке трубопроводов по опорам эстакад; в местах, где возможны механические повреждения труб.
Формы поперечного сечения водоотводящих труб отличаются большим разнообразием, но все они с определенными допущениями могут быть подразделены на круглые, сжатые (полукруглые, шатровые, лотковые) и вытянутые (овалоидальные, эллиптические).
На площадках перекачивающих станций в основном используют трубы круглого сечения. Гидравлические характеристики будут лучше у того сечения, которое имеет наибольшую пропускную способность при заданных площади живого сечения и уклоне. При этом условии выгодным будет сечение с наибольшим гидравлическим радиусом. Такое сечение, которое к тому же обеспечивает лучшие прочностные характеристики и высокую степень ин
364
дустриализации изготовления труб и строительства сетей, имеют круглые трубы. Для профилактической очистки круглых труб от донных отложений применяется простейшее оборудование (шары, цилиндры ит. п.).
Открытые каналы прямоугольного и трапецеидального сечений применяют при распределении сточных вод на очистных сооружениях и при отведении очищенных вод в водоемы.
Неметаллические и чугунные трубы соединяют между собой двумя способами:
1) "в раструб", когда один конец трубы — гладкий, а другой — сделан с расширением;
2) с помощью муфты, в которую вставляют концы гладких труб.
Герметизацию соединений труб осуществляют смоляными прядями, различными мастиками и т. д.
Схема соединения "в раструб" представлена на рис. 5.12.
Поскольку, в основном, водоотводящие сети являются подземными, то для проведения профилактических и ремонтных работ
Рис. 5.12. Стык керамических труб:
1 — гладкий конец трубы; 2 — заполнение асфальтовой мастикой или асбестоцементом (цементом); 3 — неглазурованныеборозды (рифли) длялучше-го сцепления трубы с материалом заделки стыка; 4 — раструбный конец трубы; 5 — уплотнение просмоленными пеньковой прядью или канатом
365
12-4 - 164
и других целей устраивают колодцы:
1)	линейные (размещают по трассе на определенном расстоянии друг от друга);
2)	узловые (в местах соединения трех труб);
3)	поворотные (в местах поворота трассы);
4)	перепадные (для соединения водоотводящих трубопроводов, проложенных на различной глубине);
5)	с гидравлическим затвором (в противопожарных целях для разделения на отдельные участки газонасыщенного пространства безнапорного трубопровода).
Все колодцы могут служить как смотровые.
Устройство типового (узлового) колодца показано на рис. 5.13.
Рис. 5.13. Типовой круглый колодец из стандартных железобетонных колец:
1 — круглый люк с крышкой; 2 — регулировочные камни или кирпичная кладка не более четырех рядов;
3 — опорное кольцо; 4 — кольцо диаметром 700 мм и высотой 300 — 600 мм;
5 — плита перекрытия; 6 — кольцо диаметром 1000 мм; 7 — регулировочные камни или кирпичная кладка; 8 — плита основания; 9 — щебеночная подготовка; 10 — скобы
366
Рис. 5.14. Колодец с гидравлическим затвором 1
Колодец с гидравлическим затвором (под гидравлическим затвором понимают слой воды высотой не менее 25 см, который разделяет входную и выходную трубы) показан на рис. 5.14.
5.2.3.	Особенности проектирования и эксплуатации водоотводящих безнапорных трубопроводов
К основным факторам, обусловливающим особенности проектирования и эксплуатации водоотводящих безнапорных трубопроводов, следует отнести наличие нерастворимых примесей (механических частиц) и неравномерный приток сточных вод.
Гидравлический расчет водоотводящих трубопроводов выполняется как при проектировании, так и в процессе эксплуатации водоотводящих сетей. Таким образом, в зависимости от его целей гидравлический расчет может быть выполнен в проектном и эксплуатационном варианте. Необходимость проведения проектного варианта расчета возникает и на существующем предприятии, например, при расширении, модернизации системы водоотведения.
Обычно основной целью гидравлического проектного расчета
367
является определение диаметра и уклона трубопровода для пропуска заданного расхода сточных вод с известной характеристикой. В ходе эксплуатационного расчета трубопровод известных размеров и проложенный под определенным уклоном проверяют на возможность нормальной работы при изменении условий эксплуатации, например при изменении количества отводимых сточных вод.
В пределах расчетных скоростей движение сточных вод в водоотводящих сетях является турбулентным в области гладкого или квадратичного сопротивления и в переходной зоне между ними.
Гидравлическими характеристиками потока сточных вод являются расход, средняя по сечению скорость потока, живое сечение потока, гидравлический радиус, гидравлический уклон и коэффициент или средняя высота выступов шероховатости стенок трубы.
В сточных водах содержатся нерастворенные примеси органического и минерального происхождения. Первые имеют небольшую плотность и хорошо транспортируются потоком воды. Вторые — песок, гравий и т. п. — имеют большую плотность и транспортируются лишь при определенных скоростях. Поэтому важнейшим условием эффективной работы водоотводящих сетей является обеспечение в трубопроводах при расчетных расходах необходимых скоростей, исключающих образование в них плотных несмываемых отложений.
Движение сточных вод в водоотводящих сетях может быть равномерным и неравномерным, напорным и безнапорным, установившимся и неустановившимся.
Транспортирование сточной жидкости за счет разности нивелирных отметок без использования дополнительный энергии (т. е. безнапорное движение) нашло самое широкое распространение в практике. Нефтесодержащие сточные воды преимущественно следует отводить по безнапорным трубопроводам, поскольку перекачка насосами способствует образованию эмульсий, трудноразделимых при последующей очистке сточных вод. Тем не менее на ПС приходится устраивать и напорные водоотводящие трубопроводы, когда источники образования сточных вод находятся ниже очистных сооружений.
Безнапорное движение в трубах можно осуществлять как незаполненным, так и полным сечением, но в основном водоотводящие сети проектируют для работы при частичном наполнении.
368
Это, в первую очередь, связано с лучшими условиями транспортировки взвесенесущих смесей, так как при некоторых значениях степени наполнения трубы (в интервале от 0,5 до 0,95) скорость и расход больше, чем при полном наполнении, что способствует самоочищению трубопроводов от отложений. Кроме того, в бытовых и производственно-бытовых водоотводящих сетях предусматривают некоторый резерв в живом сечении трубопровода, необходимый для пропуска расхода больше расчетного, который может наблюдаться в сети, но не учитывается расчетами. Через свободную верхнюю часть сечения трубы осуществляется вентиляция всей сети.
Самотечный режим работы при частичном наполнении труб обладает рядом преимуществ перед напорным режимом. Так, приток сточных вод происходит неравномерно, и при напорном режиме скорость движения сточных вод с уменьшением расхода снижалась бы пропорционально этому изменению расхода. При самотечном режиме снижение скорости при изменении расхода происходит в значительно меньшей степени, так как одновременно в трубе происходит уменьшение наполнения и живого сечения. Таким образом, даже при расходах меньше расчетных скорости движения сточных вод сохраняются значительными и не происходит накопления осадка в трубах в больших объемах.
При самотечном режиме работы трубопроводов в меньшем объеме происходит утечка сточных вод через стенки и стыковые соединения труб и возможно устройство сетей из труб, качество которых может быть ниже, чем напорных труб.
Изменение притока сточных вод во времени обусловливает неустановившееся движение воды в трубопроводах.
Из-за отличия форм сечений труб и лотков в пределах колодцев, криволинейности поворотных и соединительных лотков и в других сооружениях на водоотводящей сети возникают местные сопротивления, перед которыми образуются подпоры. Поверхность воды приобретает форму кривых подпора перед местными сопротивлениями и форму кривых спада после них. Таким образом, даже на участках с постоянным расходом высота воды в трубопроводах изменяется, т. е. наблюдается неравномерное движение. Наличием перепадов и изменением уклонов сети, накоплением осадков в трубах, а также существованием различного рода трудно учитываемых строительных дефектов обусловливается на
369
рушение равномерности течения воды.
Для упрощения расчетов предполагают, что в водоотводящих сетях происходит равномерное установившееся движение жидкости, и в настоящее время гидравлический расчет водоотводящих трубопроводов всех систем производят по формулам равномерного турбулентного движения.
При сравнительно малых скоростях течения жидкости твердые частицы опускаются на дно и образуют неподвижные наносы.
Существует некоторая скорость движения жидкости, при достижении которой наблюдаются первые движения наносов, постепенное возрастание скорости потока влечет за собой увеличение числа песчинок, выводимых потоком из состояния покоя и двигающихся скачкообразно. Среднюю скорость потока, соответствующую этому состоянию твердых частиц в нем, называют "размывающей" скоростью.
Переход движения частиц во взвешенное состояние сопровождается постепенным исчезновением наносов. Скорость потока, соответствующая этому состоянию, называется критической скоростью. Она зависит от размера и числа частиц, увлекаемых потоком: чем больше размер частиц и насыщение потока наносами, тем больше должна быть величина критической скорости. Транспортирование твердых частиц по водоотводящим сетям и их самоочищение возможно при критических скоростях. Следовательно, минимальные расчетные скорости должны равняться критическим.
Особенность работы всех видов сетей водоотведения заключается в существенном колебании притока сточных вод и поэтому возникает вопрос: не следует ли обеспечивать в трубопроводах критические скорости даже при минимальных расходах? Анализ работы и опыт эксплуатации сетей показывают, что это привело бы к существенному увеличению уклонов трубопроводов и резкому увеличению стоимости их строительства и эксплуатации. Поэтому при проектировании критические скорости предусматривают при расчетных расходах (т. е. максимальных), а при меньших расходах и скоростях, наблюдающихся в трубопроводах, допускают выпадение взвеси в осадок. Однако предполагается, что при последующем возрастании расходов до расчетных, а скоростей — до критических осадок будет смываться, а трубопроводы — самоочищаться. Отсюда происходят и другие названия критической скорости — "самоочищающая" и "незаиливающая".
370
5.2.4.	Очистка нефтесодержащих сточных вод
По водоотводящим сетям загрязненные сточные воды поступают на очистные сооружения. Основными загрязнителями сточных вод НПС являются нефтяные и механические (минеральные) частицы. Кроме того, в них могут содержаться различные соли, кислоты, щелочи, тяжелые металлы, поверхностно-активные вещества, тетраэтилсвинец (ТЭС) и др. Хозяйственно-бытовые сточные воды чаще всего отводят и очищают отдельно.
На КС возможна схема очистки совмещенных производственных и хозяйственно-бытовых сточных вод. Основными загрязнителями сточных вод здесь являются нефтяные и механические частицы, различные соли, тяжелые металлы, метанол, диэтиленгликоль, хозяйственно-бытовые отходы и др.
Нефтяные частицы, попав в воду, в основной массе находятся в грубодисперсном состоянии и ввиду меньшей плотности относительно легко всплывают на поверхность воды. Такие частицы называют грубодиспергированными или всплывающими.
Меньшая часть нефтяных частиц может оказаться в тонкоди-спергированном состоянии, образуя эмульсию типа "масло в воде". Эмульсия является весьма устойчивой системой, не разрушающейся в течение длительного времени.
Очень незначительная часть нефтяных частиц может находиться и в растворенном состоянии.
На ПС используют все основные методы очистки ПСВ: механический, физико-химический, химический и биохимический (биологический).
Механический способ следует применять для отделения грубодисперсных (всплывающих) нефтяных частиц, а также минеральных примесей. При этом используются процессы отстаивания, фильтрации, центрифугирования, которые реализуются в песколовках, буферных резервуарах, нефтеловушках, прудах дополнительного отстаивания (ПДО), фильтрах и гидроциклонах.
Механическую очистку как самостоятельный метод применяют тогда, когда осветленная вода после этого способа очистки может быть использована в технологических процессах производства или спущена в водоемы без нарушения их экологического состояния. Во всех других случаях механическая очистка служит первой ступенью очистки сточных вод.
371
Для извлечения эмульгированных и частичного удаления растворенных нефтяных частиц, полного удаления других органических нерастворенных и коллоидных загрязнителей, а также взвешенных веществ используют физико-химический метод очистки. Применяют процессы флотации, коагуляции, флокуляции, сорбции и др. В соответствующих установках основными элементами являются контактные емкости (например, флотаторы). Для очистки сточных вод от ТЭС используется установка экстрагирования, на которой также реализуется физико-химический метод очистки.
В зависимости от необходимой степени очистки сточных вод физико-химический метод может быть окончательным или второй ступенью очистки перед биологической.
Биологическая очистка обеспечивает более полное удаление растворенных нефтепродуктов и других органических веществ. Она основана на жизнедеятельности микроорганизмов, которые способствуют окислению или восстановлению органических веществ, являющихся источником питания для микроорганизмов. Для осуществления этого вида очистки используют поля орошения и фильтрации, биологические пруды и фильтры, аэротенки. В условиях ПС практическое применение нашли аэротенки и реже биофильтры, на которые ПСВ подают преимущественно в смеси с бытовыми сточными водами. Аэротенки входят в состав компактных очистных устройств.
Для более глубокого обезвреживания сточной воды, прошедшей механическую, физико-химическую и иногда биологическую очистку, могут быть использованы химические методы, например, озонирование и хлорирование. Установки озонирования и хлорирования применяют для удаления ТЭС из сточных вод.
Многообразие конкретных условий приводит к составлению различных технологических схем очистки, в которых используют целесообразную цепочку применяемых методов и соответствующих очистных сооружений.
Большинство НПС, сооруженных двадцать и более лет назад, в качестве основных очистных сооружений имеют динамические отстойники (нефтеловушки и пруды), эффективность очистки которых в настоящее время недостаточна.
Основой парка очистных сооружений газопроводной отрасли служат традиционные компактные установки биологической очи-372
стки типа КУ (Компактные Установки), БИО, Биокомпакт. Встречаются также песчано-гравийные фильтры, нефтеловушки и др.
Анализ работы очистных сооружений показал, что применяемые технологии не обеспечивают эффективного извлечения из сточных вод ряда загрязняющих веществ.
При проектировании новых и модернизации установленных очистных сооружений следует, как правило, применять компактные установки заводского изготовления, в состав которых входят различные комбинированные аппараты, рассчитанные на небольшое количество нефтесодержащих сточных вод (1,5— 100 м3/ч). В последнее время разработаны и внедрены компактные установки, позволяющие в одной емкости проводить отстаивание, коагуляцию, флотацию, сорбцию и другие процессы.
5.3.	ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ
5.3.1.	Виды теплопотребления
На перекачивающих станциях теплота необходима для производственных (технологических) и отопительных нужд. В производственных целях теплота используется:
1)	для повышения текучести высоковязких нефтей и нефтепродуктов;
2)	при зачистке резервуаров и другого оборудования от остатков нефти и отложений;
3)	для отделения воды и механических примесей от уловленной нефти, поступающей с очистных сооружений сточной воды;
4)	для производства пара и др.
Под отопительными нуждами понимают затраты теплоты на:
1)	отопление зданий и сооружений, в т. ч. и подогрев вентилируемого воздуха;
2)	горячее водоснабжение.
5.3.2.	Назначение и виды систем теплоснабжения
Системой теплоснабжения называется комплекс устройств для производства теплоты, ее транспортировки, распределения и использования. Она состоит из следующих основных звеньев:
373
источника теплоты, тепловых сетей, тепловых пунктов или абонентских вводов, связывающих местные системы потребления теплоты с тепловыми сетями; местных систем потребителей теплоты, в которых используется подведенная теплота.
Основное назначение системы теплоснабжения состоит в обеспечении потребителей необходимым количеством теплоты требуемых параметров.
В зависимости от размещения источника теплоты по отношению к потребителям системы теплоснабжения разделяют на централизованные и децентрализованные.
В системах централизованного теплоснабжения источник теплоты и теплоприемники потребителей размещены на значительном расстоянии друг от друга и передача теплоты между ними осуществляется по тепловым сетям. Комплекс установок, предназначенных для подготовки, транспорта и использования теплоносителя, составляет систему централизованного теплоснабжения.
В децентрализованных системах источник теплоты и тепло-приемники потребителей совмещены в одном агрегате или размещены очень близко.
Тепловая сеть — система покрытых тепловой изоляцией трубопроводов (теплопроводов), по которым теплота переносится теплоносителем (например, горячей водой или паром) от источника к потребителям. По способу прокладки тепловые сети подразделяют на подземные (в каналах или непосредственно в грунте) и надземные (на эстакадах или специальных опорах). Для сооружения тепловых сетей применяют, главным образом, стальные трубы диаметром от 50 мм (подводка к отдельным зданиям) до 1400 мм (магистральная тепловая сеть).
По роду используемого теплоносителя различают водяные и паровые системы теплоснабжения. Как правило, для удовлетворения сезонных нагрузок (отопления, вентиляции) и нагрузок горячего водоснабжения используется горячая вода, для промышленной технологической нагрузки — пар.
5.3.3.	Характеристика теплоносителей
Выбор теплоносителей зависит от требуемой температуры нагрева и необходимости ее регулирования. Каждый теплоноситель характеризуется прежде всего определенным температурным ди-374
апазоном его применения. Если для достижения какой-либо температуры могут быть применены несколько теплоносителей, то выбор проводят по соображениям экономичности и безопасности работы. Кроме того, промышленный теплоноситель должен обеспечивать интенсивность теплообмена при уменьшении собственного расхода, для чего он должен обладать малой вязкостью, но высокой плотностью, теплоемкостью и удельной теплотой парообразования. Теплоноситель не должен оказывать отрицательного влияния на материал аппарата.
В основном в качестве теплоносителей используют горячую воду и пар. При конденсации 1 кг пара выделяется скрытая теплота парообразования, составляющая около 2260 кДж.
Сравнительная характеристика воды и пара показывает, что пар является более активным теплоносителем. Его температура снижается незначительно при транспортировке на большие расстояния. Коэффициент теплопередачи паровых нагревательных приборов выше, чем водяных. Стоимость паропроводов ниже, чем водопроводов, вследствие меньших диаметров. Однако высокая температура поверхности нагревательных приборов не отвечает санитарно-гигиеническим требованиям. При периодическом выключении паровой системы интенсифицируется коррозия внутренней поверхности паропроводов. Для повышения температуры пара требуется значительно поднимать его давление, что нерационально. Поэтому область применения пара на ПС ограничивается температурой 150—170 °C и давлением 0,6 —0,7 МПа. Воду можно нагреть при атмосферном давлении до 100 °C, но повышая давление, можно достичь 130 °C (так называемая "перегретая" вода).
В ряде случаев для производственных и отопительных целей используют электронагрев. Нагревание электрическим током обеспечивает равномерный и быстрый нагрев, легкое регулирование степени нагрева в соответствии с заданным технологическим режимом. Электрообогрев прост и удобен в обслуживании, компактен, но относительно дорог и пожаро-взрывоопасен в условиях перекачивающих станций.
По способу превращения электрической энергии в теплоту различаю! нагревание сопротивлением, электрической дугой, индукционное и высокочастотное. В основном на ПС применяют нагревание электрическим током, которое осуществляют при прохождение его через нагреваемое тело и элементы, обладающие
375
большим омическим сопротивлением.
На КС в качестве теплоносителя используют горячие выхлопные газы газотурбинных агрегатов, т. е. вторичные энергоресурсы (ВЭР).
5.3.4.	Источники теплоты
Источники теплоты подразделяют на традиционные и нетрадиционные.
К традиционным источникам теплоты, используемым на перекачивающих станциях, относят:
1)	котельные установки (с паровыми и водогрейными котлами);
2)	электроустановки.
Кроме вышеупомянутых источников теплоты, на КС магистральных газопроводов применяют рекуператоры теплоты уходящих газов, представляющие собой теплообменники.
При благоприятных условиях могут найти применение нетрадиционные источники теплоты:
1)	установки с использованием солнечной энергии;
2)	установки с использованием энергии ветра;
3)	тепловые насосы (трансформаторы теплоты, передающие теплоту от более холодного к более нагретому телу в сторону увеличения температуры) с затратами механической мощности. Тепловые насосы эффективны в случаях, когда разность температур источника и приемника тепла невелика.
5.3.5.	Использование теплоты на производственные нужды
При низких температурах воздуха возникает необходимость подогрева масла в резервуарах компрессорных станций. При перекачке по трубопроводам нефтей и нефтепродуктов, обладающих значительной вязкостью, также требуется их подогрев в резервуарах. С этой целью на днище резервуара устанавливают теплообменник, чаще всего секционный из гладких труб, по которому пропускают пар (рис. 5.15).
Для удаления из теплообменника конденсата без выпуска с ним пара применяют специальные устройства — конденсатоот-водчики, которые способствуют полной отдаче паром скрытой теплоты парообразования при его конденсации. На выходе кон-
376
5 1	4
6
Рис. 5.15. Устройство подогрева в резервуаре:
1 — стенка резервуара; 2 — подъемные трубы для откачки верхнего чистого разогретого нефтепродукта; 3 — патрубки резервуара; 4 — линия отвода конденсата; 5 — секционный теплообменник; б — линия подвода пара
денсатопровода из резервуара устанавливают поплавковые и термические конденсатоотводчики.
Конденсатоотводчик с закрытым поплавком (конденсационный горшок) состоит из цилиндрического корпуса с отверстием в нижней части, поплавка с клапаном (рис. 5.16). При наполнении корпуса конденсатом поплавок всплывает и открывает выход конденсата из конденсатоотводчика.
В термическом конденсатоотводчике (рис. 5.17) сильфон заполнен жидкостью с температурой кипения ниже 100 °C. При прорыве пара жидкость в сильфоне закипает, он расширяется и своим клапаном закрывает проходное отверстие, препятствуя выходу пара.
Используют и более простые устройства. При постоянном расходе пара и давлении до 0,7 МПа применяют подпорные шайбы, представляющие собой диски с отверстием в центре. Диаметр отверстия подбирают так, что через него проходит только конденсат.
377
1
Рис. 5.16. Устройство поплавкового конденсатоотводчика:
/ — входной патрубок; 2 — поплавок; 3, 4 — рычажная система; 5 — клапан
Рис. 5.17. Устройство термического конденсатоотводчика:
1 — корпус; 2 — сильфон; 3 — клапан
Подогрев уловленной нефти в разделочных резервуарах, оборудованных теплообменником, уменьшает ее вязкость, тем самым способствуя ускорению осаждения капелек воды и механических частиц.
При применении так называемого "острого" пара, выходящего из наконечника гибкого шланга с большой скоростью, ускоряется
378
процесс зачистки резервуаров и других емкостей от парафиновых и других отложений.
5.3.6.	Отопление зданий и сооружений
Системы отопления зданий и сооружений предназначены для обеспечения:
равномерного нагревания воздуха помещений в течение всего отопительного периода;
безопасности в отношении пожара и взрыва;
возможности регулирования;
увязки с системами вентиляции;
удобства в эксплуатации и при ремонте;
использования местного или назначенного для места строительства рода топлива и вида теплоносителя с учетом перспектив централизованного теплоснабжения;
технико-экономических и эксплуатационных показателей на уровне современных требований, а также экономии металла.
При проектировании отопления температуру воздуха помещений в холодный период года следует принимать; 16 °C — для производственных помещений при постоянном пребывании обслуживающего персонала (машинные залы компрессорных и насосных цехов и т. д.); 10 °C — для производственных помещений при кратковременном пребывании обслуживающего персонала (нагнетательные залы компрессорных цехов и т. д.); 18 °C — для помещений КИП, операторных, административных и т. п. При автоматизированном технологическом процессе, а также при кратковременном периодическом обслуживании процесса (ГРС, объекты БКНС и т. д.) температуру внутреннего воздуха следует принимать с учетом технологических требований, но не ниже 5 °C.
В качестве теплоносителя для систем отопления и вентиляции производственных помещений, в том числе и взрывоопасных, рекомендуется, как правило, применять горячую воду. Температура теплоносителя не должна превышать 150 °C, а для взрывоопасных помещений, кроме того, 0,8 значения температуры самовоспламенения. Необходимо учитывать также, что температура теплоносителя должна быть не более 130 °C для взрывоопасных помещений с постоянными температурами теплоносителя, т. е. когда осуществляется только количественное регулирование (путем измене-
379
ния расхода теплоносителя), и при отсутствии пожаро- и взрывоопасной пыли; при наличии ее — 110 °C. Во взрывоопасных помещениях при переменных температурах теплоносителя (в случае качественного регулирования) максимальное значение равно 150 °C при отсутствии пожаро- и взрывоопасной пыли, а при наличии ее — 100 °C.
Во взрыво- и пожароопасных помещениях нагревательные приборы должны быть гладкими (разрешается установка радиаторов типа АО). Размещать нагревательные приборы в нишах не допускается. Во всех взрывоопасных помещениях следует предусматривать ограждение экранами местных нагревательных приборов с температурами теплоносителя более 130 °C. Наиболее благоприятной для взрывоопасных помещений следует считать систему воздушного отопления, совмещенного с приточной вентиляцией. Рециркуляция не допускается. В помещениях нагнетателей при объеме более 300 м3 при двух- и трехсменной работе надлежит проектировать только системы воздушного отопления, совмещенные с приточной вентиляцией без рециркуляции воздуха.
Совмещенная прокладка или пересечение в одном общем канале теплопроводов и технологических трубопроводов, по которым транспортируются горючие жидкости с температурой вспышки 120 °C и менее, а также горючие и агрессивные пары и газы, не допускается.
Во всех электрощитовых помещениях КИП системы отопления должны быть выполнены на сварке с выносом регулировочной арматуры в соседние помещения. Наилучшим для данных помещений будет подогрев приточного воздуха, подаваемого в них для поддержания соответствующего подпора. Во всех остальных помещениях отопление проектируют в соответствии с требованиями санитарных и противопожарных норм.
Электроотопление допускается устанавливать только при соответствующем экономическом обосновании и получении разрешения Госстроя РФ. В безводных районах следует внедрять системы газового и газовоздушного отопления после соответствующего обоснования. При этом для взрывоопасных помещений можно применять только инжекционные автоматизированные каталитические горелки.
Тепловые сети необходимо принимать двухтрубными (прямая и обратная труба), циркуляционными, подающими одновременно 380
тепло на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и технологические нужды. Отдельные тепловые сети для подачи тепла на технологические нужды допускается применять в том случае, если качество или параметры воды отличаются от принятых в сетях, подающих тепло на отопление и вентиляцию. Непосредственный во-доразбор из двухтрубных водяных тепловых сетей для горячего водоснабжения (открытые сети теплоснабжения) допускается предусматривать при обеспечении источника тепла исходной водой для подпитки из системы хозяйственно-питьевого водопровода. Подогрев воды для горячего водоснабжения водой тепловой сети в водонагревателях центральных и индивидуальных тепловых пунктов потребителей (закрытые системы теплоснабжения) следует предусматривать преимущественно при качестве питьевой воды, не требующем дополнительной обработки (деаэрации, умягчения и пр.) Для перекачивающих станций, получающих тепло от внешних источников, тепловые пункты предусматривают на вводе тепловых сетей.
Статическое давление в системах теплоснабжения не должно превышать допускаемое давление в оборудовании источника тепла, в водяных тепловых сетях и в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, непосредственно присоединенных к тепловым сетям.
Давление воды в подающих трубопроводах при работе сетевых насосов принимают, исходя из условий невскипания воды при ее максимальной температуре в любой точке подающего трубопровода, в оборудовании источника тепла и в приборах систем потребителей. При этом давление не должно превышать пределов прочности последних.
Допускается как подземная, так и надземная прокладка тепловых сетей.
5.4.	ВЕНТИЛЯЦИЯ
5.4.1.	Назначение и классификация систем вентиляции
В результате протекания многих технологических процессов, работы машин, станков, аппаратов в воздух помещений выделяются тепло, вредные для здоровья газы, пары и пыль. Пребывание
381
в помещениях людей также влечет за собою выделение ими в воздух помещений углекислого газа, водяных паров и тепла. Тепло и вредные примеси, так называемые вредности, делают воздух не удовлетворяющим санитарно-гигиеническим требованиям. К вредностям относят вредные для здоровья газы, пыль, избыточные водяные пары и избыточное тепло.
Для поддержания в помещениях на рабочих местах состава и состояния воздуха, удовлетворяющих санитарно-гигиеническим требованиям, применяются вентиляционные установки.
Вентиляцию предусматривают во всех производственных и вспомогательных зданиях промышленных предприятий, независимо от степени загрязнения воздуха. При проектировании вентиляции следует учитывать характерные для технологических процессов виды производственных вредностей:
газовыделения через неплотности в соединениях оборудования, арматуры и коммуникаций (залы нагнетателей компрессорных цехов, ГРС, пункты замера газа, насосные залы и т. п.);
тепловыделения от насосно-компрессорного оборудования, газовых турбин, электродвигателей, обвязочных трубопроводов, коммуникаций, газоходов и т. д.
Вентиляционные системы подразделяют на вытяжные с организованным удалением (вытяжкой) загрязненного воздуха из помещений, приточные (с организованной подачей свежего воздуха в помещения) и приточно-вытяжные, предназначенные для одновременного организованного притока свежего и вытяжки загрязненного воздуха из помещений.
По способу перемещения воздуха различают естественную и принудительную (или механическую) вентиляцию.
При естественной вентиляции перемещение воздуха происходит за счет разности плотностей наружного и внутреннего воздуха или под действием ветра. Естественная вентиляция, при которой имеется возможность управлять воздухообменом и регулировать его в соответствии с внешними и внутренними условиями, называется аэрацией. Аэрацию промышленных цехов осуществляют через окна в стенах и фонарях зданий.
Принудительной или механической называется такая вентиляция, в которой перемещение воздуха производят вентиляторами. На рис. 5.18, 5.19 представлены схемы вытяжной и приточной механических вентиляционных установок соответственно.
382
3
Рис. 5.18. Схема вытяжной механической вентиляционной установки:
1 — выпускная шахта; 2 — вентилятор; 3 — магистральный воздуховод; 4 — вертикальные участки (опуски); 5 — регуляторы расхода воздуха; 6 — воздухоприемные устройства
Рис. 5.19. Схема приточной механической вентиляционной установки:
1 — воздухозаборная шахта; 2 — калорифер; 3 — вентилятор; 4 — магистральный воздуховод; 5 — опуски; б — регуляторы расхода воздуха; 7 — воздухоприемные устройства (насадки)
По принципу организации воздухообмена вентиляция может быть общей, местной или смешанной.
Общая вентиляция поддерживает санитарно-гигиенические условия воздушной среды во всем объеме рабочей зоны помещения. Ее устраивают в тех случаях, когда расположение источников вредных выделений не фиксировано. Назначение общей вентиляции — разбавлять загрязненный воздух свежим с тем, чтобы содержание вредностей в нем не превышало допустимых концентраций.
Местную вентиляцию применяют в тех случаях, когда предо
383
ставляется возможность непосредственно с мест образования вредностей извлекать загрязненный воздух, не допуская его распространения по цеху.
При смешанной вентиляции приток в помещение свежего воздуха осуществляется механической системой вентиляции, а вытяжка — естественной системой, или приток свежего воздуха совмещается с воздушным отоплением. Часто в смешанной системе вентиляции используют комбинацию систем общей и местной вентиляции.
Вентиляция помещений, осуществляемая с применением автоматически действующей аппаратуры, поддерживающей количество перемещаемого воздуха, температуру и влажность его в обслуживаемых помещениях на уровне заданных условий, независимо от изменяющейся метеорологической обстановки вне зданий, называется кондиционированием воздуха.
При общеобменной вентиляции свежий воздух смешивается с воздухом помещения, а загрязненный воздух удаляется. При этом масса воздуха, поступающего в помещение, равна массе воздуха, удаляемого из него (баланс воздухообмена).
Часовое количество воздуха (в м3), подаваемого или извлекаемого из помещения, отнесенное к внутренней кубатуре (объему) помещения, носит название кратности воздухообмена.
Кратность воздухообмена в помещениях нефтеперекачивающих станций принимают в пределах 3,5— 10, причем при наличии сернистых соединений увеличивают ее значение (в границах приведенного интервала). Если в воздухе помещения могут содержаться пары этилированного бензина, кратность воздухообмена должна составлять 13,5.
В помещениях компрессорной станции кратность воздухообмена колеблется в пределах 3 — 12 (также с учетом наличия сернистых соединений). Если в помещении производят операции с метанолом, то кратность воздухообмена возрастает до 20.
Систему аварийной вентиляции предусматривают в производственных помещениях, в которых возможно внезапное поступление большого количества вредных и взрывоопасных веществ. К таким помещениям относят компрессорные цеха КС магистральных газопроводов, насосно-компрессорные отделения газонаполнительных станций для сжиженных углеводородных газов, насосные цеха нефте- и нефтепродуктопроводов. Требуе
384
мый воздухообмен должен быть обеспечен совместной работой систем основной (общеобменной и местной) и аварийной вентиляции.
5.4.2.	Оборудование вентиляционных систем
5.	4.2.1. Система естественной вентиляции
Различают неорганизованную и организованную вентиляцию.
Наиболее простой способ неорганизованной вентиляции — естественное проветривание, т. е. смена воздуха в помещении через неплотности в ограждениях благодаря возникшей разности давлений снаружи и внутри помещений (инфильтрация). Для усиления естественной вентиляции помещений (проветривания) в окнах делают форточки или фрамуги. В промышленных зданиях инфильтрацией можно обеспечить 1,5-кратный обмен и более.
Организованная естественная вентиляция — это открывание окон или фрамуг и фонарей (бесканальная или аэрация) или применение каналов (канальная система вентиляции). Фонарь здания — это выступающая над крышей верхняя застекленная часть здания.
Для вентиляции производственных помещений объектов транспорта нефти и газа широко применяют вытяжную естественную канальную вентиляцию, работающую под действием естественного давления, возникающего вследствие разности давлений холодного наружного и теплого внутреннего воздуха.
Вытяжная естественная канальная вентиляция состоит из вертикальных каналов, закрытых жалюзийными решетками, сборных горизонтальных воздуховодов и вытяжной шахты (с дефлекторами или без них).
Дефлекторы — специальные насадки, устанавливаемые на выходе вытяжных труб или шахт, а также непосредственно над вытяжными отверстиями в крышах производственных зданий, предназначены для усиления вытяжки воздуха из помещения. Усиление тяги происходит благодаря разрежению, возникающему при обтекании дефлектора ветром.
Наиболее распространены дефлекторы конструкции ЦАГИ (рис. 5.20). Номер дефлектора соответствует диаметру присоединительного патрубка в дециметрах.
385
Рис. 5.20. Дефлектор ЦАГИ:
1 — патрубок; 2 — диффузор; 3 — корпус дефлектора; 4 — лапки для крепления зонта-колпака; 5 — зонт-колпак
При обтекании ветром корпуса дефлектора с наветренной стороны (справа) возникает небольшое повышение давления, с подветренной стороны (слева) возникает зона разрежения, способствующая вытяжке воздуха из помещения.
5.	4.2.2. Система механической вентиляции
В вентиляционной технике применяют вентиляторы двух типов: осевые и центробежные.
В приточно-вытяжной вентиляции, когда нужно перемещать большие объемы воздуха при небольших избыточных давлениях (не свыше 350 Н/м2 или 35 мм вод. ст.), применяют осевые вентиляторы (рис. 5.21).
Основной частью осевого вентилятора является лопаточное колесо, заключенное в цилиндрический кожух, которое, вращаясь, уплотняет и проталкивает воздух между лопатками.
В механических системах вентиляции помещений перекачивающих станций наибольшее распространение получили центробежные вентиляторы (рис. 5.22).
Принцип действия центробежного вентилятора подобен рабо-
386
а
Направление движения воздуха
Направление вращения
Рис. 5.21. Осевой вентилятор серии МЦ:
1 — рабочее колесо; 2 — вал; 3 — электродвигатель
Рис. 5.22. Центробежный вентилятор:
а — общий вид; б — рабочее колесо; 1 — улитка; 2 — станина; 3 — всасывающее отверстие; 4 — вытяжное отверстие; 5 — лопатки; б — переднее кольцо; 7 — задний диск; 8 — втулка
те центробежного насоса.
По развиваемому избыточному давлению различают вентиляторы: низкого давления — менее 1 кН/м2 (100 мм вод. ст.), среднего давления — 1—3 кН/м2 (100 — 300 мм вод. ст.), высокого давления — 3—15 кН/м2 (300— 1500 мм вод. ст.).
В зависимости от состава перемещаемого воздуха вентилято
387
ры изготавливают в антикоррозионном исполнении для перемещения агрессивных сред (при их изготовлении применяют материалы, стойкие к воздействию воздуха с агрессивными примесями) и во взрывобезопасном исполнении для перемещения взрывоопасных смесей (вентиляторы во взрывобезопасном исполнении изготовляют с колесом, кожухом и входными патрубками из алюминия или дюралюминия).
Вентиляторы одной конструкции, но разных размеров, составляют одну серию (например, серия Ц). Номер вентилятора определяет его размер. У большинства вентиляторов он выражает диаметр рабочего колеса в дециметрах.
Основными показателями работы вентилятора являются подача, развиваемое давление, мощность на валу вентилятора и коэффициент полезного действия.
Перемещение воздуха в вентиляционных установках преимущественно происходит по воздуховодам круглого сечения, прямоугольные проектируют при соответствующем обосновании. Воздуховоды круглого сечения имеют меньший периметр при одинаковых площадях сечений и большую жесткость.
Воздуховоды приточно-вытяжных систем вентиляции изготавливают из листовой стали с толщиной стенки, принимаемой в зависимости от диаметра: 0,5 мм при D до 200 мм; 0,6 мм при D от 225 до 450 мм; 0,7 мм при D от 500 до 800 мм.
Для воздуховодов, по которым транспортируют воздух с примесью газов и паров, вызывающих коррозию стали, рекомендуют следующие антикоррозионные покрытия и материалы: мастику битуминоль, бакелитовые и перхлорвиниловые лаки и др.
При расчете протяженности воздуховодов необходимо учитывать положение о том, что радиус действия системы с механическим побуждением не должен превышать 40 м.
Задачей аэродинамического расчета воздуховода, как и любого трубопровода, является определение его диаметра, падения давления в трубопроводе или пропускной способности (по допустимому падению давления). Поскольку в воздуховодах большая часть потерь давления приходится на местные сопротивления, то необходимо тщательно учитывать все коэффициенты местных сопротивлений.
К расчету сети воздуховодов приступают после того, как намечена их трасса, выяснено расположение всех приточных или вы
388
тяжных отверстий, определен расход воздуха по каждому участку сети. В пределах каждого участка расход воздуха и его скорость должны оставаться неизменными. По расходу воздуха и принятой скорости, пользуясь формулами, таблицами и номограммами, определяют диаметры и потери давления по участкам. Полные потери давления в системе вентиляции, которая обычно представляет собой разветвленный трубопровод, находят суммированием от начала до самой удаленной точки.
Для нагревания воздуха в зимний период в системах приточной вентиляции применяют преимущественно стальные пластинчатые калориферы средней и большой моделей. Они состоят из стальных трубок, на которые для увеличения площади поверхности нагрева насаживают ребра в виде плоских пластин или спирально навитой ленты. По трубкам проходит теплоноситель — пар давлением ризб = 0,1 —0,5 МПа или горячая вода с температурой до 150 °C, а воздух омывает нагретые трубки и ребра.
Различают следующие типы калориферов средней и большой моделей:
1)	одноходовые калориферы пластинчатые, спирально-навивные, пластинчатые с плоскоовальными трубками;
2)	многоходовые калориферы.
В одноходовых калориферах теплоноситель (пар или вода) движется по всем трубкам параллельно, в многоходовых теплоноситель (вода) движется последовательно через ряд секций.
Все типы и модели калориферов по присоединительным размерам и величине площади поверхности нагрева делят на 11 — 14 номеров.
Наиболее совершенными по теплотехническим показателям являются калориферы с коридорно-смещенным расположением трубок.
Технико-экономическими показателями калорифера являются коэффициент теплопередачи, аэродинамическое сопротивление проходу воздуха и масса металла, приходящаяся на 1 м2 площади поверхности нагрева.
При соответствующем обосновании производят очистку от пыли наружного воздуха, подаваемого системами вентиляции и воздушного отопления.
С этой целью используют фильтры различных конструкций:
389
масляные, бумажные, тканевые и др., устанавливаемые до калориферов (по направлению потока воздуха).
5.4.3.	Особенности проектирования и эксплуатации вентиляции помещений перекачивающих станций
Системы приточной и вытяжной вентиляции в помещениях перекачивающих станций, в т. ч. наливных и подпорных насосных, выполняют во взрывобезопасном исполнении. При работе без обслуживающего персонала вентиляционная система должна быть оборудована: автоматическим включением вытяжных вентиляционных агрегатов при повышении концентрации паров углеводородов в воздухе помещений свыше 20 % от нижнего предела воспламенения и автоматическим выключением вентиляционных агрегатов при снижении концентрации ниже указанного предела; предупредительной и аварийной сигнализацией; дистанционным пуском и остановкой вентиляционных агрегатов из невзрывоопасных помещений или снаружи зданий.
Помещения, где проводят работы с особо вредными и ядовитыми веществами, оборудуют автономной вентиляцией.
В помещениях НПС магистральных нефтепроводов, наливных и прочих технологических насосных объемом помещения более 300 м3 устанавливают местные отсосы от камер уплотнений насосов при перекачке высокосернистых (более 2 % серы) нефтей; вытяжная вентиляция должна быть естественная из верхней зоны в объеме 20 % удаляемого воздуха, механическая — из нижней зоны в объеме 80 % удаляемого воздуха; приточная вентиляция в холодный период года — механическая, в теплый период — естественная.
В помещениях насосных с объемом до 300 м3 вытяжная вентиляция должна быть естественная из верхней зоны в объеме 20 % удаляемого воздуха и механическая из нижней зоны в объеме 80 % удаляемого воздуха (периодического действия); приточная вентиляция в холодный период года — естественная с подогревом, в теплый период — естественная.
В камерах с задвижками и другим технологическим оборудованием (колодцы технологических трубопроводов с наземными надстройками), канализационных насосных, нефтезамерных пунктах, пунктах и помещениях регулирования давления и расходов нефти вытяжная вентиляция должна быть естественная из верх
390
ней зоны и механическая из нижней зоны с кратностью 8 обменов в час (периодического действия), приточная вентиляция — естественная. При площади камер до 3 м2 и глубине 1,5 м допускается устройство вентиляции через шахты с дефлекторами.
Во всех помещениях объектов транспорта нефти и нефтепродуктов, заглубленных на 0,5 м и более ниже уровня спланированной поверхности земли, при наличии взрывоопасных газов и паров плотностью более 0,8 по отношению к воздуху проектируют механическую вытяжку из нижней зоны не менее трехкратного воздухообмена в час по объему наземной и заглубленной частей с установкой вентиляционного агрегата во взрывобезопасном исполнении выше уровня земли.
Для приямков глубиной более 0,5 м, расположенных в помещениях или на участках с производствами категорий А, Б или Е, в которых обращаются горючие газы или пары плотностью более 0,8 по отношению к воздуху или легко воспламеняющиеся или горючие жидкости, следует предусматривать приточную или вытяжную вентиляцию с механическим побуждением кратностью не менее 20 воздухообменов в час.
В помещениях или на участках с производствами, в которых обращаются газы или пары плотностью 0,8 и менее по отношению к воздуху, для приямков глубиной 1 м и менее допускается вентиляцию не предусматривать.
Разрежение не следует предусматривать в тех случаях, когда примыкающие помещения не имеют дверных и других проемов.
Приемные отверстия (проемы) для наружного воздуха систем с механическим побуждением размещают на высоте не менее 2 м, а при размещении их в зеленой зоне — не менее 1 м от уровня земли до низа проема.
Подачу приточного воздуха в производственные помещения при естественной вентиляции предусматривают для теплого периода года на высоте не менее 0,3 м, но не выше 1,8 м, а для холодного периода года — не менее 4 м от уровня пола или рабочей площадки до низа вентиляционных проемов.
Для этого должны быть предусмотрены открываемые проемы в окнах (фрамуги, жалюзи и др.), обоснованные расчетом для подачи воздуха на указанных уровнях, но площадью не менее 20 % общей площади световых проемов.
Независимо от плотности выделяющихся вредных и взрыво
391
опасных газов при расчете количества воздуха, удаляемого из нижней зоны, учитывается работа местных отсосов на уровне до 2 м от пола и работа общеобменной вентиляции в проемы системы, расположенных на уровне 0,3 м от пола. Удаление из верхней зоны должно производиться не ниже 0,4 м от перекрытия (считая от верхнего края проема или отверстия) в размере не менее однократного воздухообмена в час.
Выброс воздуха в атмосферу под действием естественного (гравитационного) давления или избыточного давления в помещении, создаваемого системами вентиляции с механическим побуждением, следует предусматривать через открывающиеся проемы окон и фонарей, дефлекторы и шахты, обеспечивающие устойчивую вытяжку независимо от направления и силы ветра, исключая случаи, для которых технико-экономические расчеты подтверждают целесообразность применения вытяжки воздуха системами с механическим побуждением (крышными вентиляторами). Шахты, дефлекторы и крышные вентиляторы при необходимости проектируют с регулирующими клапанами с приводом, обеспечивающим управление из рабочей зоны.
Шахты и трубы для выброса воздуха в атмосферу системами местных отсосов от оборудования и воздуха общеобменной вытяжной вентиляции, содержащего взрывоопасные или вредные вещества, как правило, проектируют с учетом беспрепятственного выброса воздуха вертикально вверх (без установки зонтов и др.).
В помещениях объектов транспорта газа, где плотность газо-выделений меньше по отношению к плотности воздуха в рабочей зоне, 2/3 объема воздуха удаляется из верхней зоны, т. е. выше 2 м от пола, причем из этого количества не менее объема однократного воздухообмена за 1 ч — непосредственно под покрытием или перекрытием помещения (не ниже 0,4 м от них, считая от верхнего края приемника или отверстия); 1/3 объема — из нижней зоны через воздухоприемники, расположенные на уровне 0,3 м от пола.
На компрессорных станциях, компримирующих газ, содержащий сероводород, должна быть устроена (преимущественно в нижней зоне) механическая общеобменная вентиляция, а в необходимых случаях — и местная вентиляция непосредственно у очага выделения вредностей.
В машинных залах газовых турбин и электродвигателей
392
в нормальном исполнении, располагаемых за разделительной стеной, следует предусматривать создание избыточного давления с подачей воздуха в размере не менее однократного воздухообмена в час. При наличии в этих залах значительных тепловыделений необходимо предусматривать аэрацию и поэтому подпор в них делать не следует, но в смежном взрывоопасном помещении в этом случае вытяжка должна быть больше притока на 5 % производительности вытяжных систем, но не менее однократного воздухообмена.
Взаимное расположение вытяжных и воздухозаборных шахт должно исключать засасывание загрязненного воздуха. Приемные устройства для наружного воздуха следует размещать в местах, где исключена возможность или предусмотрена защита от попадания в них искр, горючих газов и паров.
Например, на компрессорных станциях место забора приточного воздуха должно быть расположено со стороны воздушных фильтров на расстоянии не менее 16 м от выхлопных труб.
Для электрощитовых, расположенных смежно со взрыво-и пожароопасными помещениями, следует проектировать приточную вентиляцию с избыточным давлением порядка 10 Па, а для камер трансформаторных подстанций — приточную вентиляцию с пятикратным воздухообменом. При этом нужно предусматривать две вентиляционные установки или одну с резервным вентилятором.
Вентиляционные установки производственных помещений должны работать по схемам автоматического управления и резервирования.
Вентиляционные системы работают во все часы работы цеха в соответствии с графиком для каждого рабочего помещения, эффективность должна соответствовать указанной в приемо-сдаточном акте. Необходимо периодически производить проверку эффективности системы и устранять обнаруженные дефекты.
В случае возникновения пожара в производственном помещении вентиляционную систему необходимо отключать.
При невозможности естественного проветривания бытовых помещений следует устраивать принудительную вентиляцию.
Общеобменную вентиляцию включают до начала работы.
393
5.5.	ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ
Бесперебойное энергоснабжение (электроснабжение) перекачивающих станций — первоочередное условие их надежной работы в системе магистральных трубопроводов.
Существуют три категории потребителей электроэнергии. Компрессорные и головные нефтеперекачивающие станции магистральных трубопроводов в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) являются потребителями категории I. Их необходимо обеспечивать электроэнергией от двух взаимно независимых резервирующих источников питания. Перерыв в их электроснабжении при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустим лишь на время автоматического восстановления питания. Исключением являются КС на подземных хранилищах газа и промежуточные НПС для одного нефтепровода. Это потребители категории II, которые обеспечивают электроэнергией, как и потребителей категории I, но при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригадой (но не более 1 сут).
Электроснабжение компрессорных станций, мощность которых достигает 100 МВт и более, осуществляют от энергосистемы при помощи воздушных линий электропередачи напряжением 110 или 220 кВ. К КС подводят две линии, проложенные на отдельных опорах и питающиеся от разных независящих друг от друга секций распределительного устройства или от различных распределительных устройств энергосистемы. Потребители компрессорной станции получают электроэнергию от понизительной подстанции напряжением 110 или 220 кВ, сооружаемой вблизи КС.
Понизительные подстанции КС сооружают двух типов: тупикового и районного.
Подстанция тупикового типа, схема которой приведена на рис. 5.23, рассчитана в основном на электроснабжение потребителей компрессорной станции и эксплуатируется персоналом КС. Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) низшего напряжение ЗРУ-6(10) кВ подстанции имеет только ячейки, необходимые для питания потребителей КС. Зачастую блок щитов управления тупиковой подстанции совмещают с главным щитом управления КС.
394
Рис. 5.23.Принципиальная схема подстанции тупикового типа:
ВЛ — воздушная линия электропередачи; I, П—секции шинопроводов; Тр — понизительный трансформатор; TH — трансформатор напряжения
Подстанция районного типа рассчитана на нагрузки не только КС, но и других потребителей данной местности (района). На районной подстанции закрытое распределительное устройство ЗРУ-6(10) кВ разделяют на две части: устройство подстанции, с которым совмещен блок щитов управления подстанции, и устройство, в котором расположены только секции шин и ячейки для нужд КС. Первое закрытое распределительное устройство вместе с открытой частью подстанции эксплуатируется персоналом энергосистемы, а второе — персоналом КС.
На подстанции тупикового типа (рис. 5.23) открытое распределительное устройство (ОРУ) должно иметь два ввода ПО или 220 кВ и две секции шин этого напряжения, соединяемых выключателем. На подстанции необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов напряжением 110(220)76(10) кВ, обеспечивающих номинальную нагрузку КС и 100 % резерва. Эта схема позволяет переводить питание КС без отключения с одной линии на
395
другую через любой трансформатор.
Для КС с газотурбинным приводом газоперекачивающих агрегатов (исключая районы севера и Сибири) применяют схемы электроснабжения блочного типа линия—трансформатор с присоединением через разъединитель и отделитель и защитой коротко-замыкателями.
Трансформаторы подстанции могут работать как раздельно друг от друга, так и параллельно. При раздельной работе один трансформатор питает всю нагрузку, а другой находится в резерве. При параллельной работе оба трансформатора нагружены на 50 — 70 % от номинальной мощности, а при выходе из работы одного трансформатора второй обеспечивает полностью питание всех потребителей КС. На практике трансформаторы и линии таких подстанций работают раздельно, а с помощью средств автоматики и релейной защиты предусмотрено автоматическое включение резервной линии или трансформатора при отключении основных.
На понижающей подстанции районного типа можно устанавливать как двух-, так и трехобмоточные трансформаторы, например 110/35/6 кВ. Районные потребители питаются на напряжении 35 и 6 кВ, а от РУ-6 кВ энергосистемы питается РУ-6 кВ КС. В здании РУ-6 кВ КС устанавливают реакторы для ограничения пусковых токов двигателей, если они предусмотрены схемой. На всех напряжениях следует применять двойную систему шин.
Современные головные НПС имеют мощность 40 — 60 МВт, а промежуточные НПС — несколько меньше, так как на них отсутствует подпорная насосная, резервуарный парк, ремонтно-эксплуатационный блок. Схемы электроснабжения НПС от энергосистемы аналогичны схемам электроснабжения КС на напряжение ПО, 220 кВ. Электроснабжение НПС возможно и на напряжение 6 — 10 кВ (т. е. без сооружения головной подстанции), если они расположены в непосредственной близости от районных подстанций энергосистемы. В случае размещения на общей промплощад-ке нескольких НПС разных нефтепроводов для НПС каждого нефтепровода следует предусматривать отдельное РУ-6(10) кВ.
С учетом однотипности НПС разработаны типовые проекты двухтрансформаторных подстанций 35—110/6(10) кВ без выключателей на стороне высшего напряжения с трансформаторами от 4 до 63 МВт для применения во всех районах кроме Западной Сибири. Питание подстанции осуществляют по двум воздушным
396
линиям электропередачи 110 кВ по блочной схеме линия—трансформатор. На стороне высшего напряжения может находиться или отсутствовать перемычка. Разъединители в цепи перемычки нормально отключены и оба блока линия—трансформатор работают раздельно на стороне 110 кВ. Каждый блок обеспечивает полную мощность, необходимую для НПС. В схемах автоматики и релейной защиты предусматривают отключение одного из трансформаторов, автоматическое включение перемычки на стороне ПО кВ при отключении одной из линий ПО кВ, автоматическое включение секционного выключателя в РУ-6(10) кВ при отключении одного из трансформаторов и при исчезновении напряжения на питающей линии 110 кВ.
При отсутствии источников электропитания энергосистемы электроснабжение КС с газотурбинным приводом газоперекачивающих агрегатов можно осуществлять от передвижных или стационарных электростанций. Собственные электростанции КС имеют привод синхронных генераторов от двигателя и турбины, работающих на газе или дизельном топливе. Такие электростанции можно использовать и в качестве резервного источника электроэнергии для нагрузок особой группы потребителей КС и НПС. Широкое применение для этих целей нашли мобильные автоматизированные газотурбинные электростанции типа ПАЭС мощностью 1250, 1600 и 2500 кВт. Оборудование ПАЭС размещают в одном фургоне, где устанавливают газотурбинный двигатель, генератор, блок маслотопливных коммуникаций, распределительное устройство РУ-6 кВ, пульт управления и топливный бак. Распределительное устройство Ру-6 кВ состоит из 5 ячеек — ввода, отходящего фидера, трансформатора напряжения, разрядника и трансформатора для собственных нужд. В электростанциях применены шестиполюсные синхронные генераторы трехфазного тока частотой 50 Гц и номинальным напряжением 6 кВ.
Потребители на компрессорных и насосных станциях получают электроэнергию на напряжение 6 — 10 и 0,4/0,23 кВ. К потребителям на напряжение 6 — 10 кВ относят электродвигатели привода нагнетателей на электроприводных КС и магистральных и подпорных насосов на НПС. Силовые потребители на напряжение 0,4 кВ — это различные электродвигатели механизмов и аппаратов, обеспечивающих нормальную работу газоперекачивающих агрегатов и магистральных насосов, электродвигатели вспомога-
397
тельных механизмов КС и НПС, щиты контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИПиА). На напряжении 0,4/0,23 кВ работают все осветительные сети в зданиях и сооружениях КС и НПС, устройства электрохимзащиты и наружного освещения.
Если в целом КС и НПС по надежности электроснабжения относят к категории I, то отдельные их электроустановки — к категориям I, II и III. Так, для газотурбинных КС по надежности электроснабжения электроприемники классифицируют следующим образом.
К категории I принадлежат ответственные потребители механизмов, обеспечивающих непосредственную работу газоперекачивающего агрегата (ГПА), и от которых зависят живучесть КС и продолжение технологического процесса (т. е. перекачка газа) — электродвигатели насосов маслоуплотнения, циркуляционных насосов охлаждения ГПА, маслонасосов смазки, аппаратов воздушного охлаждения (АВО) масла турбин и воды, потребители КИПиА. К категории I относят и ответственные потребители, не связанные с работой ГПА и перекачкой газа — пожарные насосы, аварийные вентиляторы взрывоопасных помещений и цехов, освещение основных цехов. В группе потребителей категории I выделяются "особо ответственные" потребители, перерыв питания которых вызывает опасность аварийной остановки ГПА, а также те, которые обеспечивают остановку ГПА без повреждений или ликвидацию последствий аварий. К особо ответственным потребителям относят электродвигатели насосов маслоуплотнения, вентиляторов охлаждения масла, циркуляционных насосов, аварийных вентиляторов, пожарных насосов, аварийных маслонасосов смазки, аварийное освещение, потребители КИПиА.
Категория II включает ответственных потребителей, перерыв питания которых вызывает ограничение подачи станции — вспомогательные механизмы ГПА, вентиляторы АВО газа, вентиляторы охлаждения градирен, наружное освещение и др.
К категории III относят остальные вспомогательные и неответственные потребители.
Аналогична классификация потребителей по надежности электроснабжения и на НПС. Категория I включает потребителей ответственных механизмов, обеспечивающих нормальный режим насосных агрегатов — маслонасосы, насосы уплотнения и смазки, вентиляторы продувки электродвигателей магистральных и под
398
порных насосов. При блочно-комплектном исполнении зданий и помещений, кроме упомянутых, к группам I и "особо ответственных" потребителей относят и часть электроотопления блок-боксов для создания теплового режима технологического оборудования, оборудования связи, КИПиА и т. п.
Категория надежности потребителей определяет их схему электроснабжения. Потребители категории I должны иметь два независимых источника питания с устройством автоматического включения резерва (АВР) между ними и две рабочие линии питания. Практически это достигается секционированием шин на стороне 6(10) кВ (закрытое распределительное устройство (ЗРУ), так и на стороне 0,4 кВ (щитовое силовое устройство (ЩСУ). Каждая система шин в этих случаях является независимым источником питания, причем секции шин 0,4 кВ запитываются через отдельные трансформаторы (6)10/0,4 кВ. При такой схеме потребители могут работать либо раздельно, либо параллельно с автоматическим разделением секционным выключателем в случае аварии в сети одной из секций шин. Кроме того, двигатели привода ответственных механизмов одного назначения обычно дублируют и также делят на две независимые группы. Такие двигатели снабжают технологическим АВР.
Для питания особо ответственных потребителей в схемах электроснабжения газотурбинных КС и НПС, кроме двух независимых источников питания, предусматривают аварийные дизель -генераторы (дизельные электростанции) с автоматическим запуском и включением при исчезновении напряжения. Практически "особо ответственные" потребители получают питание от специальных щитов, одна секция которых запитана двумя линиями от источника (секции шин), оборудованного АВР, а вторая — от щита аварийной дизельной электростанции. На случай полного или продолжительного отключения от сети переменного тока часть особо ответственных потребителей, от которых зависит безаварийная остановка оборудования (маслонасосы смазки, аварийное освещение, щиты КИПиА), получает электропитание от аккумуляторной батареи.
Потребители категории II запитываются от двух независимых источников (разных секций шин ЩСУ), оборудованных АВР, по двум рабочим линиям.
Потребители категории III получают питание по одной линии от любой из секций шин.
399
ЛИТЕРАТУРА
1.	Аберков А. С., Ильин А. В. Монтаж оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов: Справочное пособие.— М.: Недра, 1989.— 156 с.: ил.
2.	Автоматизация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом / К. А Тельнов, А. А. Файнштейн, С. 3. Шабашов и др.— Л.: Недра, 1983.— 280 с.
3.	Автоматизированный учет нефти и нефтепродуктов при добыче, транспорте и переработке / А. Ш. Фатхутдинов, М. А. Слепян, Н. И. Ханов и др.— М.: Недра, 2002.— 417 с.
4.	Аксенов Д. Т. Нормирование и экономия энергоресурсов в газовой промышленности.— М.: Недра, 1989.— 224 с.: ил.
5.	Бронштейн А. С. Ремонт стационарной газотурбинной установки.— Л.: Недра, 1987.— 143 с. (Библиотека эксплуатационника магистрального газопровода).
6.	Газовое оборудование. Приборы и арматура: Справочное пособие / Под ред. Н. И. Рябцева.— 3-е изд., перераб. и доп.— М.: Недра, 1985.— 527 с.
7.	Галеев В. Б., Карпачев М. 3., Харламенко В. И. Магистральные нефте-продуктопроводы.— М.: Недра, 1988.— 296 с.
8.	Гумеров А. Г., Гумеров Р. С. и др. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций.— М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001.
9.	Гумеров А. Г., Колпаков Л. Г, Бажайкин С. Г, Векштейн М. Г. Центробежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти / Под ред. А. Г. Гумерова.— М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.— 295 с.
10.	Гуревич Д. Ф., Заринский О. Н., Кузьмин Ю. К. Справочник по арматуре для газо- и нефтепроводов.— М.: Недра, 1988.— 463 с.
11.	Дятлов В. А., Михайлов В. М., Яковлев Е. И. Оборудование, эксплуатация и ремонт магистральных газопроводов: Учебник для техникумов.— М.: Недра, 1990.— 222 с.
12.	Зайцев Л. А. Ясинский Г. С. Регулирование режимов магистральных нефтепроводов.— М.: Недра, 1980.— 187 с.
13.	'Зарицкий С. П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом.— М.: Недра, 1987.— 198 с.
14.	Качалов А. А., Воротынец Ю. П., Власов А. В. Противопожарное водоснабжение.— М.: Стройиздат, 1985.— 286 с.
15.	Козаченко А. Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов.— М.: Нефть и газ, 1999.— 463 с.
16.	Козаченко А. Н., Никишин В. И., Портков Б. П. Энергетика трубопро
400
водного транспорта газов: Учеб, пособие.— М.: ГУП Изд-во "Нефть и газ” РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2001.— 400 с.
17.	Колпаков Л. Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов.— М.: Недра, 1982.— 184 с.
18.	Контроль качества и количества нефтепродуктов / Под ред. В. Ф. Новоселова.— М.: Недра, 1994.— 151 с.
19.	Коробков Г. Е. Типовые расчеты канализационных сетей и сооружений нефтебаз и газонефтеперекачивающих станций: Учеб, пособие.— Уфа: Изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1990.— 94 с.
20.	Кузнецов А. Л., Кузнецов Л. А. Борьба с обледенением стационарных газотурбинных установок.— Л.: Недра, 1980.— 120 с.
21.	Мастобаев Б. Н., Руфанова И. М. Эксплуатация насосных станций: Учеб, пособие.—Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000.— 135 с.
22.	Микаэлян Э. А. Повышение качества, обеспечение надежности и безопасности магистральных газонефтепроводов для совершенствования эксплуатационной пригодности. Серия: Устойчивая энергетика и общество / Под ред. профессора Г. Д. Маргулова.— М.: Топливо и энергетика, 2001.— 640 с.
23.	Микаэлян Э. А. Эксплуатация газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов.— М.: Недра, 1996.— 304 с.
24.	Моверман Г. С., Радчик И. И. Ремонт импортных газоперекачивающих агрегатов: Учебник для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве.— М.: Недра, 1986.— 197 с.
25.	Никишин В. И. Энергосберегающие технологии в трубопроводном транспорте природных газов.— М.: Нефть и газ, 1998.— 352 с.
26.	Плотников В. М., Подрешетников В. А., Тетеревятников А. Н. Приборы и средства учета природного газа и конденсата.— 2-е изд., перераб. и доп.— Л.: Недра, 1989.— 238 с.
27.	Ревзин Б. С. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты.— М.: Недра, 1986.— 215 с.
28.	Ревзин Б. С., Ларионов И. Д. Газотурбинные установки для транспорта газа: Справочное пособие.— М.: Недра, 1991.— 303 с.
29.	Роев Г. А. Очистные сооружения. Охрана окружающей среды.— М.: Недра, 1993.— 281 с.
30.	Седых 3. С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом: Справочное пособие.— М.: Недра, 1990.— 203 с.: ил.
31.	Скрыпник С. 3., Френкель Я. И. Отопительные и вентиляционные установки в нефтяной и газовой промышленности.— М.: Недра, 1968.— 184 с.
32.	Современные конструкции трубопроводной арматуры для нефти и газа / Ю. М. Кошелевский, Г. В. Мамонтов, Л. Н. Нисман и др.— М.: Недра, 1976.— 496 с.
401
33.	Справочник по проектированию магистральных трубопроводов / Под ред. А. К.Дерцакяна.— М.:Недра, 1977.— 519 с.
34.	Стационарные газотурбинные установки / Л. В. Арсеньев, В. Г. Ты-рышкин, И. АБогов и др.; Под ред. Л. В. Арсеньева, В. Г. Тырышки-на.— Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1989.— 543 с.
35.	Стратегия развития газовой промышленности России.— М.: Энерго-атомиздат, 1997.— 344 с.: ил.
36.	Терентьев А. Н., Седых 3. С. Ремонт газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом.— М.: Недра, 1985.— 232 с. (Экономия топлива и электроэнергии).
37.	Терентьев А. Н., Седых 3. С., Дубинский В. Г. Надежность газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом.— М.: Недра, 1979.— 207 с.
38.	Терехов А. Л. Борьба с шумом на компрессорных станциях.— Л.: Недра, 1985,— 182 с.
39.	Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа / Ф. Ф. Абузова, Р. А Алиев, В. Ф. Новоселов и др.— М.: Недра, 1992.— 320 с.
40.	Транспорт и хранение нефти и газа / Под ред. Н. Н. Константинова и П. И. Тугунова.— М.: Недра, 1975.— 248 с.
41.	Трубопроводный транспорт нефти / Г. Г. Васильев, Г. Е. Коробков, А А Коршак и др.— М.: Недра, 2002.— 407 с.
42.	Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учебник для вузов / Р. А. Алиев, В. Д. Белоусов, А. Г. Немудров и др.— 2-е изд., перераб. и доп.— М.: Недра, 1988.— 368 с.
43.	Тугунов П. И., Новоселов В. Ф., Коршак А. А., ШаммазовА. М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учеб, пособие для вузов.— Уфа: ООО "ДизайнПолиграфСер-вис", 2002.— 658 с.
44.	Харламенко В. И., Голуб М. В. Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктопроводов.— М.: Недра, 1978.— 231 с.
45.	Эксплуатационнику магистральных газопроводов: Справочное пособие / А. В. Громов, Н. Е. Гузанов, Л. А. Хачикян и др.— М.: Недра, 1987,—176 с.
46.	Эксплуатация магистральных нефтепродуктопроводов / В. Б. Галеев, В. И. Харламенко, Е. И. Сощенко и др.— М.: Недра, 1973.— 360 с.
НОРМАТИВНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
1.	ВРД 39 1.10-006 — 2000. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов (ПТЭ МГ).— М.: ВНИИгаз. ИРЦ "Газпром”,
402
2000,—218 с.
2.	ОНТП 51-1—85. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Часть 1. Газопроводы.— М.: ВНИИЭгазпром, 1985.— 219 с.
3.	РД 153-39.4-041 — 99. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепродуктопроводов.— М.: Нефть и газ, 1999.— 163 с.
4.	РД 153-39.4-056 — 00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов.— М.: Недра, 2001.— 194 с.
5.	РД 153-39-011—97. Инструкция по учету нефтепродуктов на магистральных нефтепродуктопроводах.— М.: Нефть и газ, 1996.—103 с.
6.	РД 153-39-4-113 — 01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов.— М.: Недра, 2001.— 116с.
7.	СНиП 2.05.06 — 85*. Магистральные трубопроводы. Госстрой России.— М.: ГУП ЦПП, 1995.— 60 с.
8.	СНиП 2.11.03 — 93. Склады нефти и нефтепродуктов / Противопожарные нормы / Госстрой России.— М.: ГП ЦПП, 1993.— 21 с.
9.	СНиП П-89 — 80*. Генеральные планы промышленных предприятий.
Госстрой России.— М.: ГУП ЦПП, 1994.— 33 с.
403
Учебник
Шаммазов Айрат Мингазович
Александров Виктор Николаевич
Гольянов Андрей Иванович
Коробков Геннадий Евгеньевич
Мастобаев Борис Николаевич
ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ
НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
Заведующий редакцией И. Н. Гольянова
Редактор издательства Р. М. Манаева
Технический редактор Т. П. Плитко
Корректор Ф. И. Ларинбаева
Компьютерная верстка М. В. Чепурнова
Техническое редактирование, корректура, верстка выполнены в ООО «Издательство научно-технической литературы "Монография Свид. № 0131 от 25 марта 2002 г.
450075, г. Уфа. пр. Октября, 129/3. Тел.: (3472) 35-77-59.
Подписано в печать 28.03.2003 г.
Формат 60 х 84 ‘/16. Бумага офсетная. Гарнитура «BalticaC».
Усл. печ. л. 23.71. Уч.-изд. л. 24.42. Тираж 1000. Заказ 164.
ООО «Недра-Бизнесцентр»
125047, Москва, пл. Тверская застава, 3
Отпечатано на оборудовании ООО «ДизайнПолиграфСервис».
450005, г. Уфа, ул. Кирова, 65, оф. 102, тел.: (3472) 52-70-88
ДЛЯ ЗАМЕТОК