Файл: Анализ условий и технологий эксплуатации магистральной нефтеперекачивающей станции Раскино.pdf

рассматривая от наличия ремонтных документов на составные части агрегата. Периодичность и объем капитального ремонта магистрального насоса указана в таблицах 3.1 и 3.2, при этом необходимо обеспечить выполнение дополнительных работ, связанных с диагностическим контролем во время текущего и среднего ремонта, а также технического освидетельствования. Если во время капитального ремонта были обнаружены дефекты корпуса, то сам насос подлежит демонтажу с фундамента и последующему ремонту на специализированном предприятии.
Мероприятие, связанное с внеплановым ремонтом, проводимым с целью восстановления отказавшей детали, которая повлекла за собой последствия аварии, называют аварийным ремонтом. Создается комиссия, занимающаяся расследованием причины аварии. Эта же комиссия определяется причину аварии, а также на основе этих данных разрабатывает мероприятия, предупреждающие следующие аварии по этой причине, составляя технический акт.
Аварийным ремонт производится специализированными бригадами при контроле представителей завода изготовителя ремонтируемого агрегата [10].
3.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию и
ремонту магистральных насосов
В таблице 3.2 представлены типовые объемы работ технического обслуживания и ремонта магистральных насосов, при этом помимо этих работ выполняются и те работы, которые предусмотрены заводом изготовителем насосов, согласно документации.
Таблица 3.1 – Периодичность технического обслуживания, ремонтов и диагностического контроля МН 10000-210
Периодичность, не более, ч
ТО
Планового диагностичес кого контроля
ТР
СР
КР
600 3000 6000 12000 36000

Таблица 3.2 – Типовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту магистральных насосов.
Типовой объем работ
Виды работ
ТО ТР СР КР
1 2
3 4
5
Визуальный контроль герметичности стыков крышки с корпусом, мест соединений с технологическими и вспомогательными трубопроводами, уплотнений вала, места сопряжения корпуса вертикального подпорного насоса со стаканом
+
+
+
+
Проверка состояния фланцевых и резьбовых соединений
+
+
+
+
Проверка технического состояния муфты (затяжки болтовых соединений зубчатой или пластинчатой упругой муфт; упругих элементов пластинчатой муфты на наличие выпуклости; резиновых колец втулочно-пальцевой муфты на отсутствие расслоений и трещин)
+
+
+
+
Контроль наличия и качества смазки в зубчатых муфтах, при необходимости, замена смазки
+
+
+
+
Проверка равномерности зазора по окружности между втулкой и диафрагмой промвального узла (радиальный зазор 0,3-0,5 мм)
+
+
–
–
Визуальный контроль герметичности трубопроводов системы смазки, охлаждения
+
+
+
+
Проверка состояния подшипников, измерение радиальных зазоров между валом и вкладышем подшипников, натяга крышек радиально-упорного подшипника и подшипника скольжения, при необходимости, замена
–
+
+
+
Промывка трубопроводов отвода утечек горячей водой
–
+
+
+
Демонтаж узла торцовых уплотнений, промывка, визуально- измерительный контроль, установка в насос. При наличии дефекта замена на новый комплект торцовых уплотнений (в сборе)
–
+
–
–
Замена торцовых уплотнений (в сборе)
–
+
+
Проверка центровки и выполнение центровки, если необходимо по результатам вибродиагностического контроля
–
+
–
–
Опорожнение от нефти, вскрытие и разборка насоса
–
–
+
+
Демонтаж всех вспомогательных трубопроводов, осмотр, промывка –
–
+
+
Чистка, промывка и визуальный осмотр узлов и деталей, при необходимости, замена или ремонт
–
–
+
+
Контроль целостности корпуса и крышек подшипников
+
+
Контроль технического состояния лопаток, дисков рабочего колеса, а также сборочных единиц (при необходимости ремонт или замена)
–
–
+
+
Проверка состояния надежности крепления и стопорения втулок вала, радиально-упорных подшипников
–
–
+
+
Замена паронитовых и резиновых уплотнительных прокладок независимо от их технического состояния
–
–
+
+
Восстановление антикоррозионных покрытий и окраски
–
+
+
Измерение радиальных зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса и, в случае превышения нормативных значений, замена уплотнительного кольца или восстановление размеров элементов щелевого уплотнения
–
–
+
+

Замена ротора (если срок проведения дефектоскопии или списания совпадает с временем выполнения ремонта или выявлен дисбаланс)
–
–
+
+
Осмотр и обмер уплотнительных поверхностей деталей разгрузочного узла, элементов, при необходимости ремонт или замена деталей
–
–
+
+
Дефектация и при необходимости замена уплотняющих втулок, импеллера, замена (или ремонт) подшипников скольжения, пришабровка новых вкладышей по валу с проверкой прилегания вкладышей к корпусу подшипника; замена шарикоподшипников
–
–
+
+
Разборка, ремонт деталей промвального узла, муфты. Установка зазоров между втулкой и диафрагмой промвального узла
(радиальный зазор 0,3-0,5 мм), контроль величины избыточного давления в воздушной камере вала
–
–
+
+
Дефектация деталей резьбовых соединений, при необходимости замена болтов, шпилек и гаек со смятой или сорванной резьбой
–
–
+
+
Обследование состояния фундамента на отсутствие трещин, определение величины его осадки, проверка состояния анкерных
(фундаментных) болтов и степени их затяжки
–
–
+
+
Замена анкерных болтов (в случае демонтажа корпуса) при необходимости
–
–
–
+
Визуально-измерительный контроль корпусных деталей.
Обязательному измерительному контролю подлежат места сопряжения уплотнительных колец с корпусом, посадки деталей подшипниковых узлов, места расположения импеллеров, втулок, камер торцовых уплотнений, а также толщина стенки спирального отвода корпуса по периферии (над рабочим колесом).
–
–
–
+
Контроль состояния сопрягаемых поверхностей крышки и корпуса насоса на плоскостность, наличие каверн, вмятин, рисок. При обнаружении дефектов на плоскостях разъема корпусных деталей допускается производить механическую обработку (шлифовку) на глубину не более 0,5 мм без демонтажа насоса. Компенсация глубины снятого материала производится путем соответствующего увеличения толщины паронитовой прокладки.
–
–
–
+
Контроль магнитометрическим или ультразвуковым методом зон сопряжения входного и напорного патрубков с корпусом насоса, по технологии указанной в РД 153-39.4Р-124- контроля принимается решение об устранении дефекта или замене корпуса насоса. После устранения дефектов на ЦБПО (БПО) корпус насоса подвергается гидравлическому испытанию на прочность насоса в данной технологической обвязке
–
–
–
+
Сборка, центровка насосного агрегата
–
–
+
+
Опрессовка насоса и вспомогательных трубопроводов
+
+
Гидравлическое испытание на прочность, плотность и герметичность совместно с технологической обвязкой давлением
1,25 Рраб
–
–
–
+
Обкатка
–
+
+
+

3.3 Контроль работоспособности насосов
Для составления заключения о качестве проведенного среднего и капитального ремонта, определяют эксплуатационные характеристики
(зависимость КПД и напора от подачи) и параметры (температура подшипников и вибрации) с целью сравнения их со значениями, которые были замерены до вывода агрегата из строя. Характеристики, которые были получены после проведения ремонта являются базовыми и необходимы для проведения оценки технического состояния НА в дальнейшем [11].
Под контролем службы технологических режимов проводится снятие базовых характеристик. Главный инженер ОАО утверждает программы и методики работ. В соответствии с РД 39-0147103-342-89 снимаются показания базовых характеристик на установившихся рабочих режимах нефтепровода, которые будут служить для оценки технического состояния насоса, при осуществлении плановых и оперативных диагностических контролях [12]
Оператор осуществляет постоянный контроль за такими параметрами, как давление в маслосистеме, температура подшипников и масла, величина осевого смещения ротора, величина нагрузки электродвигателя насосного агрегата. При отклонении значений этих параметров от установившихся оператор докладывает об этом инженеру-механику НПС с целью проведения им анализа изменения параметров и принятия мер по устранению неисправностей.
Проведение планового диагностического контроля происходит с периодичностью, которая указана в таблице 3.1 перед выводом насоса в средний и капитальный ремонты. [11]
В плановых диагностических контроль входят такие мероприятия, как:

определение КПД и напора насоса.

контроль и анализ вибрационных параметров;


контроль и анализ величины изменения давления и температуры масла, температуры подшипников насоса за период от последнего ремонта;
В «Акт проведения диагностического контроля» заносятся результаты этого самого контроля. При этом нужно учитывать, что вместе с другими документами исполнителю ремонта передается и этот самый акт, если контроль был проведен перед этим ремонтом.
На основе результатов планового диагностического контроля, который был произведён в межремонтный период, основываясь на данных и сроках из таблицы 3.1, выдвигается решение о дальнейшем эксплуатации насоса или вывода его в ремонт [10].
3.4 Данные паспорта(формуляра) НМ 10000-210 №1
ОАО «Центрсибнефтепровод» РНУ «Стрежевой» НПС «Раскино»
Ниже представлены выписки из паспорта(формуляра) НМ 10000-210
№1 ОАО «Центрсибнефтепровод» РНУ «Стрежевой» НПС «Раскино». На основе вышеизложенной информации о ремонте и обслуживанию магистральных насосов, и данных из паспорта(формуляра) можно сделать выводы о ведении ремонтных работ данного технического устройства.
Общие сведения об исследуемом оборудовании
Наименование насоса насос нефтяной магистральный. Насос магистральный
– гидравлическая машина, предназначенная для перекачивания нефти и нефтепродуктов по магистральным, технологическим и вспомогательным трубопроводам.
Марка, шифр, индекс – НМ 10000-210.
Дата выпуска/ ввода в эксплуатацию – 1975/2013.
Наименование завода-изготовителя
–
Сумский завод
«Насосэнергомаш».
Основные технические характеристики (и данные электропривода)
Подача, м
3
/ч – 10000.
Напор, м – 210.
Частота вращения, с
-1
(об/мин) – 50 (3000).

Габаритные размеры, мм:

Длина – 3740.

Ширина – 2630.

Высота – 1665.
Напор минимальный, м – 145.
Внешняя утечка через одно концевое уплотнение при испытании на номинальном режиме, м
3
/ч – 0,25∙10-3.
Допустимый кавитационный запас, м
3
– 52.
Корректированный уровень звуковой мощности, дБ – 113.
Температуры подшипников насоса, K (°C) – 303-343 (30-70).
КПД, % – 89.
Мощность (ρ = 860 кг/м
3
), кВт – 3871.
Масса, кг – 6130.
СТД 6300.
Мощность, кВт – 6300.
Масса СТД, кг – 21385
Рассматриваемый насос был изготовлен в 1975 году, а введен в эксплуатацию только в 2013 году. В руководстве по эксплуатации насоса сказано, что максимальный срок эксплуатации – 30 лет, поэтому выясним, может ли данный насос использоваться на производстве. На основе паспорта о проведении модернизации и капитального ремонта насос был отправлен на завод изготовитель «Насосэнергомаш», где по заключению ООО «Эколинк» от 16.04.2012 был продлен срок его службы на 10 лет. На том же заводе изготовителе 22.04.2012 насос был законсервирован и упакован для последующего возвращения в насосный зал НПС «Раскино». Монтаж насоса произошел в мае 2013 года, а введение в эксплуатацию уже в июне этого же года. [13]
В таблицах 3.3 – 3.5 представлена информация по обслуживанию насоса.

Таблица 3.3 – Сведения о продлении срока службы п/п
Дата проведения экспертизы
Наименование экспертной организации
Заключение, регистр. №.
Срок продления службы по заключению
1 16.04.12
ООО
«Эколинк»
3Э-75.200.50-
НЭМ-002-12,
19-ТУ-02267-
2012. Продлено
До 15.04.2022
Таблица 3.4 – Сведения о проведении контроля технического оборудования
№ п/п
Дата
Краткое описание проведенного ДК
Краткий результат по результатам
ДК
1 2
3 4
1 21.04.14
Вибродиагностически й контроль
Результаты занесены в протоколы
2 12.06.15 3
05.11.15 4
08.12.15 5
09.02.16 6
02.08.16
Таблица 3.5 – Сведения о проведении ремонта
№ п/п
Дата
Вид ремонта
Наработка после последнего ремонта, ч
Результаты ремонта (оценка технического состояния)
1 2
3 4
5 1
20.08.13
СР
368,92
Работоспособное
2 17.04.14
ТР
285,78
Работоспособное
3 26.10.14
СР
10,0
Работоспособное.
По причине повышенной вибрации переднего подшипника на электродвигателе заменена прокладка корпус-крышка
4 16.04.15
ТР
183,0
Работоспособное
5 09.09.15
ТР
8,95
Работоспособное
6 30.10.15
СР
0
Работоспособное.
Замена ротора и торцевых уплотнений.

4. Диагностирование текущего состояния насоса НМ 10000-210
4.1 Общие положения методики диагностирования текущего
состояния насоса НМ 10000-210
Полученные за определенный период фактические характеристики насоса, обработанные при помощи методов статистического анализа, сравнивают с базовыми характеристиками насоса. Это называется диагностированием текущих эксплуатационных параметров насосных агрегатов.
Для проведения диагностирования и прогнозирования необходимо обработать эксплуатационные параметры. Под этим подразумевается, что эти параметры пересчитывают к номинальным плотностям перекачиваемой жидкости, частоте вращения ротора, наружному диаметру рабочего колеса насоса, если есть различия с фактическим наружным диаметром. Если перекачиваемся жидкость отличается от базовой вязкости и плотности, то это необходимо учитывать при расчете энергетических и напорных характеристик насоса.
Расчеты, полученные в результате использования этого метода, позволят сравнить базовые характеристики с паспортными, а на основе этой информации есть возможность предоставить рекомендации по доводке насосных агрегатов, произведенных после ремонта или монтажа.

n – текущая частота вращения ротора, об/мин;
Q – текущая подача насоса, м
3
/с;
Р
вх
. – давление во входном патрубке насоса, Па;
Р
вых
. – давление в нагнетательном патрубке насоса, Па;
N
нас
. – мощность, потребляемая насосом, кВт;
N – мощность, потребляемая насосным агрегатом, кВт;
Н – напор, развиваемый насосом, м;
J – сила тока, потребляемого насосным агрегатом, А;
η
эл.дв
. – КПД электродвигателя, %;
η – КПД насоса, %;
x
– обобщенное обозначение измеряемых эксплуатационных параметров;
i – номер режима;
m – число наблюдений текущих параметров;
j – номер текущего результата наблюдения в ряду из m значений;
ρ
н
– номинальная плотность перекачиваемой жидкости, кг/м
3
;
ρ – плотность перекачиваемой нефти, кг/м
3
; v– вязкость перекачиваемой нефти, м
2
/с;
Re – число Рейнольдса, ;
Re пер
., Re тp
. – числа Рейнольдса, определяющие границу перехода режима течения жидкости из области автомодельной в область зависящих от вязкости напора и КПД.
4.3 Необходимые данные для оценки технического состояния
При проведении диагностирования насосного агрегата необходимо иметь такие данные, как

физические свойства нефти: плотность и кинематическую вязкость;


эксплуатационные характеристики: мгновенные значения подачи и мощности насоса, его частоту вращения, давления на входе и выходе из насоса;

технические характеристики: тип двигателя, работающего с насосом, КПД двигателя при номинальной мощности, паспортные характеристики насоса, а также номинальную частоту вращения насоса, номинальный наружный диаметр и коэффициент быстроходности;

вспомогательная информация: календарное время проведения диагностирования и снятия данных для этой операции, время наработки с последнего капитального ремонта или монтажа насоса.
Для аппроксимации напора и мощности насоса используют аналитические кривые:
???? = ????
0
+ ????
1
∙ ???? + ????
2
∙ ????
2
+ ????
3
∙ ????
3
(4.1)
????
нас.
= ????
0
+ ????
1
∙ ???? + ????
2
∙ ????
2
+ ????
3
∙ ????
3
(4.2) где Q – подача насоса в м
3
/ч.
Для использования этих аналитических кривых необходимо знать значения коэффициентов а
0
, а
1
, а
2
, а
3
, с
0
, с
1
, с
2
, с
3
, и погрешности аппроксимации графических паспортных зависимостей H = f
1
(Q), N = f
2
(Q).
Эти значения указаны в Приложении Б. Получившиеся характеристки можно сравнить с паспортными, указанными в приложении А.
По формуле, приведенной ниже, вычисляется значение КПД насоса:
???? =
????∙????∙????∙10 4
102∙????∙????
эл.двиг.
(4.3)
Базовыми характеристиками НА называются такие характеристики, которые были получены после капитального ремонта или монтажа НА. Из-за различия стендовых и фактических гидравлических обвязок НА, монтаже
НА, а также перемене условий замера свойств и параметров жидкости, которой сообщается необходимое давление, индивидуальных отклонений,