Оборудование насосных и тепловых станций

Оборудование насосных станций "горячего" трубопровода такое же, как и обычного. Это объясняется тем, что температура транспортируемой жидкости (нефти или нефтепродукта), с одной стороны, достаточно высо­ка, чтобы среда была текучей, а с другой - не превышает 100 "С.

Для "горячей" перекачки высоковязких нефтей и нефтепродуктов применяют поршневые и центробежные насосы. Поршневые насосы име­ют большую высоту всасывания (6...7,5 м), достаточно высокий коэффи­циент полезного действия при перекачке высоковязких жидкостей и по­стоянную подачу. Однако они конструктивно сложны, дороги, малопроизводительны, их подача неравномерна.

Наиболее широко применяются поршневые насосы марки НТ-45. Этот насос имеет 3 цилиндра двойного действия, подачу - 160 м³/ч при 75 об/мин;

давление нагнетания при нормальной эксплуатации 6,0 МПа; максимальное рабочее давление, которое насос может выдержать кратковременно (до 40 мин) - 7,5 МПа. Насос приводится в действие от электродвигателя внутреннего сгорания. Он используется для проталкивания застывшей нефти в трубопроводе.

Преимущественное распространение на магистральных трубопрово­дах получили центробежные насосы, к.п.д. которых при перекачке подогретых жидкостей составляет 75...80%. Как и при транспортировке обычных нефтей при "горячей" перекачке наилучшей схемой технологической обвязки насосных станций является последовательная установка 2...3 ра­бочих и одного резервного агрегатов.

Известно, что с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости напор и к.п.д. центробежного насоса снижаются, а потребляемая мощность возрастает. Поэтому центробежный насос лучше устанавливать после теплообменных агрегатов. Однако такое расположение в ряде случаев оказывается неосуществимым, т.к. гидравлическое сопротивление коммуникаций на всасывающей линии оказывается очень большим. В результате насосу не хватает подпора, и он начинает работать с кавитацией. В связи с этим на крупных нефтепроводах подпорные и основные насосы устанавливаются перед теплообменными аппаратами и перекачивают охлажденную нефть повышенной вязкости.

При перекачке жидкостей повышенной вязкости насос не может обеспечить паспортную подачу и напор, которые указываются для случая работы насоса на воде. Чтобы получить характеристику насоса при работе на вязкой нефти или нефтепродукте, производится пересчет характеристик.

Подогрев нефти перед закачкой в трубопровод можно производить как в резервуарах, так и в специальных теплообменных аппаратах. Однако подогрев в резервуарах производится только до температуры, обеспечи­вающей выкачку нефти с заданной производительностью. Дело в том, что нагрев нефти в резервуарах, до начальной температуры перекачки нецеле­сообразен из-за больших потерь тепла в окружающую среду и увеличения потерь легких (наиболее ценный) фракций нефти. Нефть в резервуарах нагревается с помощью трубчатых теплообменников. В качестве теплоно­сителя используется водяной пар, иногда горячая вода или горячая нефть. Применяются стационарные (змеевиковые или секционные) подогрева­тели, располагающиеся над днищем резервуара с уклоном по ходу тепло­носителя для удаления конденсата и обеспечивающие общий подогрев всей массы нефти в резервуаре.

Разогретая в резервуарах нефть забирается подпорными насосами и подается в дополнительные подогреватели (если позволяет величина под­пора) или в основные насосы, которые прокачивают нефть через подогре­ватели в магистральный трубопровод. С точки зрения безопасности эксп­луатации подогревателей и повышения эффективности работы основных насосов их надо устанавливать после подогревателей. На промежуточных насосно-тепловых станциях при перекачке по системе "из насоса в насос" подогреватели должны устанавливаться только на всасывающих линиях. В этом случае нефть поступаете в насосы с высокой температурой, т.е. к.п.д. насосов будет высокий.

Через подогреватели можно пропускать весь поток транспортируе­мой нефти или только часть ее. В первом случае вся нефть нагревается до заданной температуры перекачки Т_н, во втором - часть нефти нагревается до значительно более высокой температуры, а на входе в трубопровод сме­шивается с холодным потоком. Во втором случае существует опасность разгонки нефти. Чтобы ее предотвратить в подогревателях надо поддер­живать повышенное давление, что требует установки перед ними специальных насосов, а это не экономично.

На магистральных "горячих" трубопроводах применяются паровые и огневые подогреватели. Среди паровых наибольшее распространение получили многоходовые теплообменники с плавающей головкой. Они удобны в эксплуатации, компактны, доступны для осмотра и ремонта. Для улушения теплообмена и удобства обслуживания нефть пропускают через трубки, а пар - через межтрубное пространство. Обнаружение нефти в конденсате указывает на выход подогревателя из строя. В этом случае его останавливают, прекратив поступление нефти. После слива ее остатков подогреватель продувают паром и отключают от паровой линии.

В последние годы на "горячих" магистральных трубопроводах нача­ли применяться огневые подогреватели. Такими подогревателями, в част­ности, оборудован крупнейший в мире "горячий" нефтепровод Узень-Гурьев-Куйбышев. Принципиальная схема радиантно-конвекционной печи Г9ПО2В показана на рис. 2.12.

Все пространство печи, смонтированной в металлическом каркасе 1, разделено на 2 зоны: радиантную I и конвекционную II. Радиантная зона в свою очередь поделена на две части стенкой 2 из огнеупорного кирпича, размещенной вдоль оси печи. В нижней части печи установлены по шесть форсунок 3 с воздушным распылением топлива. Топливом на нефтепроводе Узень-Гурьев-Куйбышев является транспортируемая нефть. Однако форсунки позволяют сжигать и газообразное топливо.

В радиантной зоне печи на кронштейнах уложены трубы змеевика 4, по которому течет нефть. Нагрев нефти в этой зоне осуществляется в основном

Рис. 2.12. Принципиальная схема радиантно-конвекционной печи Г9ПОВ:

1 — металлический каркас; 2 — разделительная стенка; 3 — форсунки; 4 - трубы змеевика для нефти; 5 - дымовая труба; 6 - шибер;

I - радиантная зона; II - конвекционная зона

за счет лучистой энергии факела. Продукты сгорания проходят затем в конвективную зону, где передача тепла текущей по трубкам нефти осуществляется за счет конвекции. Из конвективной зоны печи продукты сгорания через дымовую трубу 5 выбрасывается в атмосферу.

Регулирование тяги в печи осуществляется с помощью шибера 6. Стены печи покрыты изнутри огнеупорной обмуровкой, а снаружи тепловойизоляцией.

Высота печи без дымовой трубы достигает 10,5 м. Пропускная способность - 600 м³/ч. Нефть нагревается с 30 до 65 "С. Максимальное рабочее давление нефти на входе в змеевик не должно превышать 6,5 МПа. Теплопроизводительность печи составляет 10500 кВт, а к.п.д. достигает 0,77 (фактически 0,5), что свидетельствует о её высокой тепловой эффективности.

Рассмотрим теперь методы расчета "горячей" перекачки. Для определения потерь напора в "горячем" трубопроводе надо знать температуру нефти в любом его сечении.