Нефтепроводы и газопроводы, назначение

Содержание

    Введение                                                                                                        3  

1. Нефтепроводы и газопроводы, назначение                                              4
2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов                                 8
3. Насосные станции. Оборудование насосных станций                            10
4. Резервуары                                                                                                   14
5. Техника безопасности и охрана окружающей среды                              22

   Заключение                                                                                                  27

   Список литературы                                                                                     28

Введение

В настоящее время  география нефтеперерабатывающей промышленности не всегда совпадает с районами ее переработки. Поэтому задачи транспортировки нефти привели к созданию большой сети нефтепроводов. По размеру грузооборота нефтепроводный транспорт в 2,5 раза превзошел железнодорожный в части перевозок нефти и нефтепродуктов.

На железной дороге основной поток  нефти образуется в Западной Сибири и Поволжье. Из Западной Сибири нефть  по железной дороге транспортируется на Дальний Восток, Южный Урал и страны центральной Азии. Из Урала нефть везут на Запад, Северный Кавказ и Новороссийск.

Транспортировка нефти  водным путем обходится дешевле  и экономичней других видов транспортировки, однако из-за географических особенностей нашей страны используется мало, в основном при перевозки нефти на экспорт, а также по внутренним бассейнам страны (Ленский, Амурский) и северному морскому пути.

Трубопроводы - наиболее эффективное средство транспортировки нефти (исключая морские перевозки танкерами). Пропускная способность нефтепровода диаметром 1200 мм составляет 80-90 млн. т в год при скорости движения потока нефти 10-12 км/ч.

Трубопроводный транспорт является важной подотраслью нефтяной промышленности. На сегодняшний день сформировалась развитая сеть магистральных нефтепроводов, которая обеспечивает поставку более 95% всей добываемой нефти при средней дальности перекачки 2300 км. В целом вся сеть нефтепроводов представлена двумя неравными по значимости и условиям управления группами объектов: внутрирегиональными, межобластными и системой дальних транзитных нефтепроводов. Первые обеспечивают индивидуальные связи промыслов и заводов, вторые - интегрируют потоки нефти, обезличивая ее конкретного владельца. Связывая очень большое число нефтедобывающих предприятий одновременно со многими нефтеперерабатывающими заводами и экспортными терминалами, нефтепроводы этой группы образуют технологически связную сеть единый объект экономического и режимного управления, которая получила название системы дальних транзитных нефтепроводов и в которую входят такие трубопроводы, как Нижневартовск - Курган - Самара; Усть-Балык - Курган - Уфа - Альметьевск; Сургут - Полоцк; Холмогоры - Клин; Самара - Тихорецкая; система нефтепроводов "Дружба" и другие трубопроводы, включая выходы к экспортным терминалам.

          1 Нефтепроводы и газопроводы, назначение.

          Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов –трубопроводный.

Преимущество этого  вида транспорта:

1 Низкая себестоимость транспорта продукции на значительные расстояния;

2 Непрерывность подачи продукции;

3 Широкая возможность для автоматизации;

4 Уменьшение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспортировании;

5 Возможность прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно.

Трубопроводы, перекачивающие продукцию  на значительные расстояния, называются магистральными.

Магистральные трубопровода в зависимости  от перекачиваемой жидкости соответственно называются: нефтепроводами - при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами - при перекачке жидких нефтепродуктов.

Нефтепровод состоит из следующих  звеньев:

1 трубопровода;

2 одной или нескольких насосных станций;

3 средств связи.

Нефтепровод характеризуется следующими показателями: длиной, диаметром, пропускной способностью и числом перекачивающих станций.

Современные нефтепроводы, протяженность  которых достигает более 1000 км, представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих (насосных) статей большой мощности, а также наливными станциями со всеми необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями. Пропускная способность их достигает 50 млн. тонн нефти в год и более. Сооружают такие нефтепроводы преимущественно из стальных труб условным диаметром 500, 700, 300, 1000,1200 и 1400 мм.

При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния приходится преодолевать значительные гидравлические сопротивления в нефтепроводе. Поэтому, если одна перекачивающая насосная станция не может обеспечить нормальный режим перекачки при заданном давлении, то строят несколько станций по длине нефтепровода.

Трубопроводный транспорт, наряду с экономичностью, обеспечивает круглогодичную работу и почти не зависит от природных  условий, чем выгодно отличается от других видов транспорта. В связи с этим с каждым годом увеличивается протяженность магистральных трубопроводов.

К наиболее крупным относятся системы  нефтепроводов от нефтяных месторождений Западной Сибири до Уфы и Куйбышева, система нефтепроводов "ДРУЖБА" протяженностью с ответвлениями более 10 тыс.км, нефтепроводы Северо-Западного направления: Альметьевск - Горький - Ярославль - Кириши с ответвлениями на Рязань и Москву, а также нефтепроводы Узень-Куйбышев, Куйбышев- Тихорецкая, Куйбышев - Лисичанск - Кременчуг и др.

По принципу перекачки  продукций на практике применяют две системы:          постанционную и транзитную.

Постанционная система перекачки характеризуется тем, что нефть или нефтепродукты поступают в резервуары промежуточных перекачивающих станций, заполняют их, а затем откачиваются на следующую станцию /рис. А/. Если на станции расположено несколько резервуаров, то перекачка продукции осуществляется беспрерывно: в один резервуар продукция поступает, а из другого откачивается в нефтепровод.

Транзитная система перекачки может осуществляться через резервуар и из насоса в насос.

При перекачке через  резервуар продукция из предыдущей насосной станции направляется на следующую насосную станцию через резервуар, предназначенный для отделения газа или воды от нефти /рис. Б/.

Перекачка из насоса в  насос заключается в том, что  продукт с предыдущей насосной станции направляется непосредственно на следующую насосную станцию, минуя промежуточной резервуар, который подключается параллельно нефтепроводу /рис. В/. Эта схема перекачки наиболее совершенна и экономична, так как при этом обеспечивается максимальная герметизация системы и исключаются потери от испарения в промежуточных резервуарах. Последние при этой системе могут сооружаться в минимальном объеме и то лишь для освобождения нефтепровода при пуске или ремонте.

При всех видах транзитной перекачки нефти и нефтепродуктов нефтепровод оснащается необходимыми средствами местной автоматики; многие нефтепроводы имеют дистанционное управление.

Нефтепровод подобно  железнодорожному пути нуждается в  специальном техническом надзоре. Весь нефтепровод разбивается на отдельные участки, каждый из которых закрепляется за определенной насосной станцией. Такой участок делится в свою очередь на ряд более мелких участков, и к каждому из них прикрепляют  линейных обходчиков, которые осуществляют контроль за нефтепроводом.

На каждой станции, кроме  обслуживающего эксплуатационного  персонала, имеются также ремонтные бригады. В их распоряжении все необходимые механизмы для ремонта нефтепровода и ликвидации возможных аварий: тракторы-трубоукладчики, экскаваторы, бульдозеры, сварочные агрегаты и т.д.

К магистральным газопроводам относятся газопроводы, по которым  газ транспортируется из районов  его добычи до мост потребления газораспределительных станций /ГРС/ городов, населенных пунктов и промышленных предприятий.

Сеть магистральных  газопроводов в нашей стране систематически расширяется. Основные системы газопроводов: север Тюменской области- районы Урала и Центра. Средняя Азия- Центр, трансконтинентальный газопровод из Оренбурга к государственным границам для подачи газа в Болгарию, Венгрию, Германию, Польшу, Румынию.

В настоящее время  магистральные газопроводы сооружают  в основном диаметром 1200 и 140 мм. при  давлении до 7,5 МПа с пропускной способностью 15-25 млрд м³год.

Магистральные газопроводы  во многом тождественны магистральным нефтепроводам и содержат те же основные элементы: трубопроводы, перекачивающие станции и телефонную связь.

Однако газопроводы  имеют и некоторые специфические  особенности, обусловленные большим  удельным объемом газа и изменениями этого объема под влиянием давления, развиваемого на станциях при перекачке. К этим особенностям относятся в первую очередь увеличенные диаметры газопроводов по сравнению с трубопроводами, по которым транспортируются жидкости в эквивалентных газу весовых количествах.

Другой особенностью магистрального газопровода является поддержание значительного давления в конце перегонов между станциями  газопровода, имеющего на всем протяжении один диаметр. Так, например, если на нефтепроводе начальное давление нефти на насосной станции, равное 5 МПа, снижается к концу перегона практически почти до нуля, то на газопроводе давление в конце перегона поддерживается на уровне 2 МПа, что соответствует оптимальным параметрам перекачки.

К особенностям магистральных  газопроводов относится также необходимость специальных мероприятий по предотвращению образования в них гидратных пробок и мероприятий, связанных с повышенной взрывоопасностью газа. Наконец, к основным особенностям магистральных газопроводов следует отнести особо высокие требования к бесперебойности перекачек, так как каждая длительная остановка газопровода нарушает снабжение топливом потребителей и может вызвать остановку добычи газа в начальном пункте газопровода.

Перед подачей в газопровод газ очищается от тех примесей, которые затрудняют транспортирование его к потребителю или же делают опасным для употребления вследствие ядовитости.

Состав сооружений магистрального газопровода включает в себя следующие основные комплексы: головные сооружения, состоящие из систем газосборных и подводящих газопроводов, компрессорного цеха и установок очистки и осушки газа; линейные сооружения, состоящие из собственно-магистрального газопровода с запорными устройствами, переходов через естественные и искусственные сооружения, станций катодной защиты, тренажерных установок; компрессорные станции с остановками по очистке газа, контрольно-распределительным пунктом /КРП/ для редуцирования газа на собственные нужды станции, а также подсобно-вспомогательными сооружениями /включая склады горюче-смазочных материалов, установки регенерации масла и ремонтно-эксплуатационные блоки/; газораспределительные станции/ ГРС/, оборудованные регуляторами давления; подземные газохранилища с компрессорными станциями.

Газ с газового промысла по газосборным сетям поступает на головные сооружения, откуда после осушки и очистки направляется в магистральный газопровод. По линии газопровода для отключения отдельных его участков устанавливают запорные устройства и продувочные свечи. Отключающие краны размещают через каждые 20 - 25 км, а также на берегах водных преград /при пересечении их газопроводом в две или более ниток/ и у компрессорных станций. Продувочные свечи располагаются вблизи кранов, обеспечивая опорожнение отключаемых участков трубопроводов на время их ремонта. Вдоль трассы газопровода размещают противокоррозионные /катодные и протекторные/ установки для защиты труб от коррозии, а также дома линейных ремонтеров /через каждые 20 -30 км/, имеющих телефонную связь между собой, с ближайшими компрессорными станциями и аварийно-ремонтными пунктами. В конце газопровода или его ответвления сооружают газораспределительную станцию /ГРС/, предназначенную для подачи газа в распределительную сеть города или промышленного предприятия. Составная часть магистрального газопровода компрессорные станции предназначены для увеличения пропускной способности газопровода за счет повышения давления газа на выходе из станции путем его комбинирования, а также для подготовки газа к транспорту.

В зависимости от назначения и месторасположения на магистральном газопроводе различают головные и промежуточные компрессорные станции. Головные компрессорные станции /ГКС/ устанавливает в начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового промысла или на некотором расстоянии от него, где осуществляется подготовка газа к транспорту и комбинирование его до расчетного давления. Промежуточные компрессорные станции /ПКС/ располагают на трассе газопровода на расстоянии 100 - 200 км. Расстояние между станциями определяется расчетом. Принципиальные технологические схемы головных и промежуточных компрессорных станций в принципе одинаковые, за исключением установок по подготовке газа к дальнему транспорту. На головных компрессорных станциях эта подготовка осуществляется полностью, т.е. производится пылеулавливание, обезвоживание, очистка от серы, механических примесей и жидких частиц; на промежуточных компрессорных станциях подготовка газа к транспорту ограничивается очистков от механических примесей, конденсата и воды.

Выкидные линии и  нефтесборные коллекторы обычно не полностью  заполнены нефтью, т.е. часть сечения  выкидных линий или коллектора занята газом, выделившимся или в процессе движения нефти по ним, или увлеченным нефтью из сепараторов в связи с их плохой работой.

Нефть и ее примеси  транспортируются по выкидным линиям до ГЗУ за счет перепада давления между  устьем скважины и ГЗУ. Выкидные линии  прокладываются под землей, их диаметр  в зависимости от дебита скважин  составляет от 75 до 150 мм. Протяженность  выкидных линий определяется технико-экономическими расчетами и может достигать 3-4 км.

От ГЗУ до ДНС или  ЦПС обычно прокладывается сборный  коллектор диаметром от 150 до 500 мм и протяженностью от 5 до 10 км.

Трубопроводы, применяемые  на нефтяных месторождениях, подразделяются на виды.

1 По назначению - нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, водопроводы. В нефтепроводах и нефтегазопроводах наряду с нефтью или нефтью и газом может двигаться и пластовая вода.

2 По функции - выкидные линии и коллекторы. Скидные линии - это трубопроводы, проходящие от устья скважин до групповых замерных установок. Коллекторы - это трубопроводы, собирающие продукцию скважин от групповьгх установок к сборные пунктам.

3 По величине рабочего давления - низкого давления до 1,6 МПа, среднего давления от 1,6 до 2,5 МПа и высокого давления выше 2,5 МПа.

Трубопроводы среднего и высокого давления напорные. Трубопроводы низкого давления могут быть напорными  и самотечными. Если в самотечных трубопроводах движение жидкости происходит при полном заполнении объема трубы, то движение напорно-самотечное, если же заполнение неполное, то движение свободно-самотечное. Свободно-самотечное движение возможно в наклонных трубопроводах с постоянным уклоном на спуск.

4 По гидравлической схеме работы - простые и сложные. Простые трубопроводы, имеющие неизменные диаметр и массовый расход транспортируемой среды по всей длине. Сложные - трубопроводы, имеющие различные ответвления или изменяющийся по длине диаметр. Сложные трубопроводы можно разбить на участки, каждый из которых является простым трубопроводом.

5 По способам прокладки - подземные, надземные и подводные.

        2 Состав сооружений магистральных нефтепроводов

         В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис.1). В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 - 85 включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.

Основные элементы магистрального трубопровода - сваренные в непрерывную  нитку трубы, представляющие собой  собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м  до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например для исключения возможности замерзания скопившейся воды) Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300-1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечениях крупных  рек нефтепроводы иногда утяжеляют  закрепленными на трубах грузами  или сплошными бетонными покрытиями закрепляют специальными анкерами и  заглубляют ниже дна реки. Кроме основной, укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 100-200 мм больше диаметра трубопровода.

С интервалом 10-30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта.

Вдоль трассы проходит линия  связи (телефонная, радиорелейная), которая  в основном имеет диспетчерское  назначение. Ее можно использовать для передачи сигналов телеизмерения и телеуправления. Располагаемые вдоль трассы станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением к противокоррозионному изоляционному покрытию трубопровода.

Нефтеперекачивающие станции (НПС) располагаются на нефтепроводах  с интервалом 70-150 км. Перекачивающие (насосные) станции нефтепроводов  и нефтепродуктопроводов оборудуются, как правило, центробежными насосами с электроприводом. Подача применяемых в настоящее время магистральных насосов достигает 12500 м3/ч. В начале нефтепровода находится головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС), которая располагается вблизи нефтяного промысла или в конце подводящих трубопроводов, если магистральный нефтепровод обслуживают несколько промыслов или один промысел разбросанный на большой территории, ГНПС отличается от промежуточных наличием резервуарного парка объемом, равным двух-, трехсуточной пропускной способности нефтепровода. Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплекс вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая подаваемое по линии электропередач (ЛЭП) напряжения от 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также системы водоснабжения, канализации, охлаждения и т.д. Если длина нефтепровода превышает 800 км, его разбивают на эксплуатационные участки длиной 100-300 км, в пределах которых возможна независимая работа насосного оборудования. Промежуточные насосные станции на границах участков должны располагать резервуарным парком объемом, равным 0,3-1,5 суточной пропускной способности трубопровода. Как головная, так и промежуточные насосные станции с резервуарными парками оборудуются подпорными насосами. Аналогично устройство насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов.

Тепловые станции устанавливают  на трубопроводах, транспортирующих высоко застывающие и высоковязкие нефти  и нефтепродукты иногда их совмещают  с насосными станциями. Для подогрева  перекачиваемого продукта применяют  паровые или огневые подогреватели (печи подогрева) для снижения тепловых потерь такие трубопроводы могут быть снабжены теплоизоляционным покрытием.

По трассе нефтепровода могут сооружаться наливные пункты для перевалки и налива нефти  в железнодорожные цистерны.

Конечный пункт нефтепровода - либо сырьевой парк нефтеперерабатывающего завода, либо перевалочная нефтебаза, обычно морская, откуда нефть танкерами перевозится к нефтеперерабатывающим заводам или экспортируется за границу.

       3 Насосные станции. Оборудование насосных станций

         Насосные станции для перекачки нефти внутри месторождения применяют только в том случае, если давление на устьях скважин небольшое или энергия скважинных насосов недостаточна для транспортировки нефти до определенных технологических установок.

На некоторых месторождениях до сих пор эксплуатируются промежуточные насосные станции /индивидуальные, дожимные, участковые/, которые служат для перекачки нефти от индивидуальных сепарационно-замерных установок и промежуточных нефтесборных пунцов до определенных технологических установок"

Кроме того, для перекачки  нефти на нефтеперерабатывающих  завод или в другие пункты отдачи применяют товарные насосные станции.

Перекачивающие насосные станции, оборудуемые в основном центробежными насосами самый сложный комплекс сооружений магистрального трубопровода.

Первая перекачивающая станция называется головной; здесь  принимают нефть или нефтепродукты, разделяют их по сортам, учитывают  и перекачивают на следующую станцию /промежуточную/.

Головную перекачивающую станцию размещают на начальном участке трубопровода /в головной части магистрали/, т.е. в районе нефтяных промыслов или нефтеперерабатывающего завода. Промежуточного станции, предназначенные для дополнительного подъема давления жидкости, располагают по длине трубопровода, по возможности на равных расстояниях с учетом равномерного распределения давления по всем станциям трубопровода С экономической точки зрения промежуточные станции стремятся размещать возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения, а головные станции – на площадках нефтеперерабатывающих заводов и установок подготовки нефти, а также вблизи резервуарных парков с использованием их объема.

В состав производственно-технологических сооружений перекачивающих станций, кроме собственно перекачивающих насосных /основной и подпорной/ входят: резервуарных парк /для головных и наливных станций/, устройство для пуска скребков или разделителей, емкости для приема жидкости из предохранительных систем защиты. На конечных /наливных/ станциях или на промежуточных сооружают соответствующие железнодорожные наливные устройства /эстакады/.

Кроме технологических  сооружений на площадках размещают  производственно-вспомогательные объекты водоснабжения, канализации и электроснабжения, также административно-хозяйственные постройки.

Принцип  действия  насосной  станции   следующий.   Продукция,   подлежащая перекачке, принимается в резервуара, откуда через теплообменники /или минуя  их/ направляется на прием насосов, а затем в магистральная трубопровод. Работа насосных станций полностью автоматизирована и телемеханизирована.

На нефтяных месторождениях для перекачки нефти и нефтяных эмульсий применяются в основном центробежные и поршневые насосы.

В центробежных насосах движение жидкости происходит под действием центробежных сил, возникающих при вращении жидкости лопатками рабочего колеса. Рабочее колесо с лопатками, насажанное на вал, вращается внутри корпуса, Жидкость, поступающая к центру колеса по всасывающему патрубку, вращается вместе с колесом, отбрасывается центробежной силой к периферии и выходит через нагнетательный патрубок.

Центробежные насосы делятся на одноколесные /одноступенчатые/ и многоколесные /многоступенчатые/.В  многоступенчатые насосах каждая предыдущая ступень работает на прием последующей, за счет чего увеличивается об они напор насоса.

Основными технологическими характеристиками центробежного насоса являются развиваемый напор, подача, мощность на валу насоса, К.П.Д. насоса, число оборотов и допустимая высота всасывания.

Подачей насоса называется количество жидкости, подаваемой насосом  в единицу времени. Она измеряется в литрах в секунду /л/с/ или в  кубических метрах в час /м³/ч/.

Мощность на валу насоса, т.е. мощность, передаваемая двигателем насосу измеряется в кВт.

В нефтяной промышленности применяется в основном центробежные насосы одно- и многоступенчатые , секционные типа НД и ПК.

Если для обеспечения  необходимой подачи или создании потребного запора одного насоса недостаточно, применяют параллельные или последовательное соединение насосов. Параллельная работа нескольких центробежных насосов, откачивающих нефть в один трубопровод, практикуется очень широко.

Обвязка насоса трубопроводами восполняется на фланцевых соединениях, позволяющих быстро разбирать ее в случае необходимости. Перед всасывающим и нагнетательным патрубками устанавливаются задвижки. Если прием жидкости находится ниже оси насоса, то для удержания жидкости во всасывающее трубопроводе после остановки насоса на конце трубопровода необходимо установить обратный клапан. На всасывающем трубопроводе устанавливается фильтр из сетки, не допускающий попадания в полость насоса механических примесей.

На нагнетательной линии  должен быть установлен обратный клапан, который обеспечивает автоматический запуск и работу насосов. Или отсутствии обратного клапана пуск центробежного насоса и его остановка могут проводиться только вручную при постоянного наблюдении оператора за процессом откачки, так как, например, при аварийном отключении электродвигателя жидкость из напорного коллектора будет свободно перетекать через насос обратно в емкость, откуда проводилась откачка.

Центробежные насосы имеют следующие преимущества: малые  габариты, относительно небольшая стоимость, отсутствие клапанов и деталей: с возвратно-поступательным движением, возможность прямого присоединения к быстроходным двигателям, плавное изменение подачи насоса с изменением гидравлического сопротивления трубы, возможность пуска насоса при закрытой задвижке на нагнетательной линии без угрозы порыва задвижки или трубопровода, возможность перекачки нефти, содержащих механические примеси, простота автоматизации насосных станций, оборудованных центробежными насосами.

Таблица 1 - Основные технические  данные центробежных насосов