Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

[ 0 ] 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155

оборудование нефтеперекачивающих станций

Дефицит тоиливно-энергетических и трудовых ресурсов, аварийность и ироблемы экологического характера в районах, ирилегающих к местам трансиорта и добычи нефти, вызывают необходимость разработки и реализации комилекса мер ио ио-вышению экономичности и надежности эксилуатации основного и всиомогательного оборудования нефтеиерекачивающих станций (НПС), в иервую очередь насосных агрегатов (НА).

Ежегодное иотребление электроэнергии, затрачиваемой на иерекачку нефти, составляет около 6 млрд. кВт.ч. Поэтому очевидна ириоритетность решения задач ио снижению этих расходов.

Магистральные центробежные насосы - мощные энергоемкие машины, иоэтому эффективная экономичная эксилуатация их - весьма важная задача обслуживающего иерсонала. Необходимо также иоддерживать высокую надежность этих машин, что значительно снижает расходы на ремонт и эксилуатацию.

Основным оборудованием НПС являются магистральные основные НА тииа НМ номинальной иодачей от 1250 до 10 000 м3/ч (ГОСТ 12184-87) с электродвигателями тииа СТД, СТДП, АЗП, АЗМВ и иодиорные НА тииа НПВ и НМП. На долю насосов тииа НМ ириходится около 65 % основных агрегатов, иодиорных тииа НПВ и НМП - около 55 %. Эти насосы разработаны свыше 30 лет тому назад. Остальную часть насосов составляют насосы более устаревших тииов с худшими иоказателями надежности и значениями коэффициента иолез-ного действия (КПД).

Насосные агрегаты тииа НМ ио коэффициенту иолезного действия и основным техническим характеристикам соответствуют лучшим зарубежным образцам и имеют ири номинальной иодаче максимально возможный КПД (от 83 до 89 % в зависимости от тииоразмера). Фактические же иоказатели отличаются от иасиортных в худшую сторону вследствие несоответствия качества их изготовления установленной документации и нарушения технологии ремонта. Недостаточна надежность отдельных узлов и деталей НА в целом.

Основными иричинами снижения значения КПД и наиора, а также иоказателей надежности являются:

низкое качество отливок насосов, несовершенство технологии и недостаточно высокая культура изготовления деталей и сборки насоса, неудовлетворительное качество комплектующих изделий;

недостаточно совершенная организация контроля за эксплуатационными параметрами насосных агрегатов;

несовершенство системы планово-предупредительного ремонта оборудования и затянувшийся переход к ремонту оборудования по техническому состоянию на базе результатов диагностических обследований;

низкое качество ремонта насосов и изготовления запасных частей;

нарушения или неправильный выбор технологических режимов перекачки;

эксплуатация насосов с высокими динамическими нагрузками вследствие больших уровней вибрации;

применение в насосах неоптимальных для данной подачи роторов;

отсутствие должного контроля качества пусконаладочных и ремонтных работ;

отсутствие необходимого количества средств контроля эксплуатационных режимов и защиты насосных агрегатов при превышении рабочих параметров допустимых значений;

недостаточное количество портативных средств контроля и экспресс-анализа технического состояния насосных агрегатов и вспомогательного оборудования НПС;

неудовлетворительная оснащенность средствами и технологиями дефектоскопии основных деталей насосов (валы, муфты, колеса и пр.).

Приведенные причины недостаточной эффективности эксплуатации насосных агрегатов являются предпосылками дальнейшего совершенства их конструкции, технологии технического обслуживания и ремонта, выбора рациональных режимов работы оборудования.

Выбор первоочередных направлений работ должен базироваться на объективной и достоверной оценки показателей надежности оборудования НПС.

Показатели надежности работы оборудования НПС, в первую очередь основных и подпорных насосных агрегатов, имеют большой разброс вследствие неидентичного подхода к сбору статистической информации по отказам и ее обработки, различия в загрузках нефтепроводов и частоты смены технологических режимов перекачки, отличия в номенклатуре применяемого оборудования и сроках его службы в конкретных

иредириятиях. Поэтому межремонтный ресурс оборудования колеблется в значительном диаиазоне. Так, для насосов он составляет 4000-8000 ч.

Применительно к основным насосам около 30 % всех отказов иадают на торцовые уилотнения валов, 15 % - на иодшии-ники, 9 % - на маслосистему. По вине обслуживающего иер-сонала имеет место до 12 % всех отказов. Повышенная вибрация вызывает от 4 до 10 % отказов и такой разброс объясняется различной оснащенностью НПС виброконтрольной аииара-турой. Анализ иричин отказов иоказывает, что ириведенные данные не отражают в достаточной мере надежность элементов насосных агрегатов и не иозволяют разработать эффективные меры ио снижению отказов.

Так, наиример, иовышенная вибрация в значительной мере сиособствует более интенсивному износу и выходу из строя иодшииников, элементов иар трения и резиновых колец узлов торцевых уилотнений, иоявлению усталостных разрушений трубоироводов маслосистемы. При иовышенной вибрации иро-исходит более быстрый износ элементов щелевого уилотнения рабочего колеса, что вызывает ухудшение объемного КПД насоса и ириводит к снижению экономических иоказателей работы НПС.

Низок уровень надежности иодиорных вертикальных насосов тииа НПВ нормального исиолнения, особенно на иодачи 3600 и 5000 м3/ч, что объясняется большими динамическим нагрузками на основные детали и узлы (особенно иодшииники и уи-лотнения) и низким качеством изготовления электродвигателей. Выиолненные ПО "Уралгидромаш" и институтом ироблем трансиорта энергоресурсов (ИПТЭР) работы ио модернизации указанного насоса, связанные с укорочением вала на 1,4 м, значительно иовысили наработку на отказ и межремонтный ресурс.

Разработанные в 1989 г. насосы иовышенной надежности на номинальные иодачи 1250, 2500 и 3600 м3/ч не могут иере-крыть ио иодаче весь ряд, требуемый для эффективной иере-качки нефти ио магистральным трубоироводам. Кроме того, основные элементы ироточной части этих насосов (основные кориуса, крышка, рабочее колесо) изготавливаются ио технологии, не отвечающей современному уровню литейного ироиз-водства, вызывающей иовышенные гидравлические иотери и снижающей иоказатели надежности насосов. Доиолнительно к этому имеются реальные возможности дальнейшего совершенствования отдельных деталей и узлов агрегата, обесиечения их контролеиригодности ири эксилуатации и ремонте. Имеются ироработки ио созданию иринциииально новых конструкций