Основные параметры и характеристики

5.1.1 Основные показатели насосов (на воде) указаны в таблице 1, параметры ЭД – в таблице 2.

Таблица 1 - Основные показатели насосов

Наименование показателя	Значение показателя
Подача на номинальном режиме, м3/ч, не менее
Напор на номинальном режиме, м		от 40 до 50	от 50 до 60	от 40 до 50	от 60 до 70
Допускаемый кавитационный запас, м, не более		3,6	3,6	10,5	10,5
Номинальная частота вращения вала насоса, об/мин	1500 / 3000
Мощность насоса номинальная, кВт, не более		12,8
КПД насоса, %, не менее
Масса электронасосного агрегата, кг, не более	4040*
* – при поставке со стаканом

5.1.2 Производитель в инструкции по монтажу должен указать величину минимального расстояния от нижней кромки заборной части насоса до дна откачиваемой емкости и минимальную величину подпора, при которой гарантируется нормальная работа агрегата.

5.1.3 В эксплуатационной документации на агрегат (в паспорте насоса) должна быть указана величина предельного давления насоса.

Таблица 2 – Основные параметры ЭД

Наименование показателя	Значение показателя
Мощность ЭД, кВт, не более
Частота вращения вала ЭД, об/мин	1500 / 3000
Отношение максимального крутящего момента ЭД к номинальному*	от 1,7 до 2,8
Отношение пускового тока ЭД к номинальному, не более*
Частота тока сети, Гц
Напряжение сети, В	380/660
Тип системы заземления	TN
Исполнение по способу монтажа	IM 3011, IM 3081
Исполнение по взрывозащите	2ExdIIАТ3, 1ExdIIТ4
Степень защиты по ГОСТ 14254, не ниже	IP 54
* – может быть изменено по согласованию с Заказчиком

5.1.4 Параметры откачиваемой нефти должны соответствовать ГОСТ Р 51858 и данным таблицы 3.

Таблица 3 - Параметры откачиваемой нефти

Наименование показателя	Единица измерения	Значение
Температура: - минимальная - максимальная	°С	минус 15 плюс 50
Кинематическая вязкость	сСт	от 5 до 100
Плотность при плюс 15°С	кг/м3	от 720 до 900
Давление насыщенных паров, не более	кПа	66,7
Содержание примесей:
- массовая доля серы, не более	%	3,5
- массовая доля парафина, не более	%	7,0
- массовая доля механических примесей, не более	%	0,05
- максимальный линейный размер твердых частиц - массовая доля воды, не более - концентрация хлористых солей, не более - содержание сероводорода, не более	мм % мг/л ppm	5,0
Примечание – расчетные значения плотности и кинематической вязкости нефти должны указываться в опросных листах на агрегат

5.1.5 Напорная характеристика насоса должна быть пологопадающей в диапазоне от нулевой подачи до правой границы рабочего диапазона подач для обеспечения стабильной работы насоса, в том числе при пуске и аварийных режимах работы, или крутопадающей в рабочем диапазоне подач для обеспечения удобства регулирования (уточняется при заказе).

5.1.6 Электронасосные агрегаты должны относиться к восстанавливаемым изделиям вида 1 по ГОСТ 27.003.

5.1.7 Электронасосные агрегаты должны состоять из насоса, ЭД, соединительной муфты с защитным кожухом и опорного фланца.

5.1.8 Насос конструктивно должен быть центробежным, вертикальным, одно- или многоступенчатым, с рабочими колесами одностороннего входа, полупогружным.

5.1.9 Насос должен комплектоваться одинарным торцовым уплотнением с дополнительным (резервным) уплотнением или двойным торцовым уплотнением. Внешняя утечка нефти через торцовое уплотнение при эксплуатации насоса не должна превышать 0,25 л/ч. Сбор и отвод утечек должен осуществляться по дренажному трубопроводу под уровень жидкости в резервуаре. При необходимости и по согласованию с Заказчиком торцовое уплотнение и другие элементы агрегата (определяются изготовителем) должны оснащаться электрообогревом.

5.1.10 Смазка и охлаждение подшипников качения насоса консистентная (пластичная) или картерного типа. Допускается смазка промежуточных подшипниковых опор вала насоса перекачиваемой жидкостью.

5.1.11 При необходимости обеспечения требуемой длительности работы агрегата на закрытую задвижку насос должен быть оборудован байпасной линией на напорном трубопроводе. Перепуск должен производиться в емкость сбора утечек под уровень жидкости.

5.1.12 Погружная часть насоса (штанга) должна присоединяться к опорному фланцу с помощью фланцевого соединения. Погружная часть должна выполняться с горизонтальными фланцевыми разъемами для большего удобства при обслуживании и ремонте.

5.1.13 Опорный фланец насоса должен являться крышкой емкости сбора утечек. Крепление опорного фланца агрегата к емкости должно производиться с помощью резьбовых крепежных деталей. Габаритные и присоединительные размеры, в том числе длина погружной части насоса, должны согласовываться с Заказчиком на этапе размещения заказа.

5.1.14 ЭД должен быть асинхронным, вертикальным и соответствовать ГОСТ Р 52776 и ГОСТ Р 51330.0. По требованию Заказчика агрегат должен оснащаться ЭД с устройством плавного (безударного) пуска. Пусковое напряжение при этом должно быть не менее 80 % от номинального напряжения.

5.1.15 При использовании устройств плавного пуска ЭД не должен иметь ограничений по количеству пусков из холодного / горячего состояния. При прямом пуске допустимое число горячих пусков в течение 24 часов должно составлять не менее 3, по числу холодных пусков ЭД не должен иметь ограничений.

5.1.16 Контактные электрические соединения силовых токоведущих цепей должны соответствовать требованиям ГОСТ 10434.

Изоляция обмоток статора ЭД должна быть класса нагревостойкости не ниже F по ГОСТ 8865. Предельно допустимые превышения температуры нагрева частей ЭД должны соответствовать ГОСТ 183.

5.1.17 ЭД должен крепиться сверху на опорный фланец с помощью резьбовых крепежных деталей.

5.1.18 Муфта, соединяющая валы насоса и ЭД, должна быть рассчитана на передачу максимального крутящего момента и обладать компенсационной способностью достаточной для компенсации несоосности и непараллельности осей валов насоса и ЭД, возникающих при монтаже и в процессе эксплуатации.

5.1.19 Присоединение напорного патрубка насоса к трубной обвязке – фланцевое. Для всех фланцевых соединений должны использоваться фланцы с выступом и впадиной. Применение плоских фланцев не допускается.

5.1.20 Типы и конструктивные элементы швов сварных соединений должны соответствовать ГОСТ 5264 и ГОСТ 16037. В процессе изготовления сварные швы корпуса насоса, работающие под давлением, и присоединительные концы входного и напорного патрубка должны подвергать неразрушающему контролю в объеме:

- ультразвуковой метод – 100 %;

- радиографический метод – 100 %.

5.1.21 При технической невозможности проведения указанных методов (метода) допускается применение иных методов неразрушающего контроля согласно конструкторской и технологической документации завода-изготовителя агрегата.

5.1.22 Включение и отключение агрегата при соответствующих уровнях нефти в емкости должно осуществляться автоматически. При этом агрегат должен быть оснащен системой, обеспечивающей возможность его принудительного пуска/остановки.

5.1.23 Производитель в эксплуатационной документации должен указать допустимое время работы агрегата на закрытую задвижку.

5.1.24 Среднеквадратичное значение виброскорости в направлении перпендикулярном к опорной поверхности, измеренное на головках болтов, крепящих агрегат к фланцу откачиваемой емкости, в рабочем диапазоне подач не должно превышать 1,8 мм/с.

5.1.25 Максимальные допускаемые значения температуры подшипников насоса устанавливает производитель насоса. Значения температуры подшипников и прочих элементов ЭД устанавливает производитель ЭД согласно ГОСТ 183.

5.1.26 Электронасосный агрегат должен быть оборудован средствами измерения давления на выходе из насоса (обеспечивается эксплуатирующей организацией).

5.1.27 Надежность агрегата в условиях эксплуатации должна характеризоваться следующими показателями:

- вероятность безотказной работы за 100 ч, не менее – 0,98;

- назначенный ресурс до капитального ремонта с момента начала эксплуатации – не менее 1000 ч, но не более 10 лет;

- средний полный срок службы, лет, не менее – 30.

5.1.28 Критериями отказа агрегатов является:

- нарушение работоспособности агрегата по причине выхода из строя деталей насоса;

- увеличение внешней утечки нефти сверх установленной нормы вследствие износа деталей торцового уплотнения.