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

0979 градуировки 50 М. С учетом результатов опытной эксплуатации таких систем в качестве контрольного и предельного значений температуры в торцевых уплотнениях необходимо установить соответственно 105 и 130 °С для уплотнений типа ТМ-120М, 95 и 105 °С - для уплотнений типа УНИ.

Реализация метода также возможна на НПС с венгерской автоматикой типа AVH-MINITAK.

При внедрении метода необходимо также учитывать температуру нефти и давление на входе в насосы, которые фиксируются в существующей системе телемеханики. Поэтому использование этих параметров не потребует дополнительных работ.

В процессе эксплуатации насосного агрегата его техническое состояние меняется вследствие износа деталей и узлов. Наиболее распространенной и значимой причиной ухудшения характеристик насоса в процессе эксплуатации является износ деталей щелевого уплотнения рабочего колеса.

Причины отличия текущих характеристик насосных агрегатов от базовых те же, что и базовых от заводских паспортных, за исключением причин, связанных с литьем и механической обработкой проточной части насоса (табл. 4.5).

Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении величины напора насоса от базовых значений на 5-6 % и более для насосов горизонтального исполнения и на 7 % -для вертикальных подпорных насосов. Значение возможного снижения КПД относительно базового значения может уточняться для конкретного типоразмера насоса на основании экономической оценки из условия, что стоимость ремонта, при котором обеспечивается восстановление первоначального КПД, будет выше затрат, вызванных перерасходом электроэнергии из-за снижения КПД насоса. Для насосов типа НМ значение снижения КПД составляет 2-4 % в зависимости от типоразмера (НМ 500-300, НМ 710-280 - 4 %; НМ 1250-260 - 3,5 %;

НМ 2500-230 - 3 %; НМ 3600-230, НМ 5000-21 0, НМ 7000-21 0,

НМ 1 0000-21 0 и подпорные насосы - 2 %; подпорные вертикальные насосы - 3,5 %).

Решение о дальнейшей эксплуатации насосного агрегата или выводе его в ремонт принимается с учетом результатов вибродиагностики.

Диагностирование состояния насосных агрегатов по параметрическим критериям допускается проводить как на основе данных, полученных по каналам телемеханики, так и на основе контрольных измерений с применением образцовых средств измерений давления, подачи, мощности, частоты

вращения ротора насоса, плотности и вязкости перекачиваемой нефти.

Измеряемые параметры и средства измерения:

давление на входе и выходе насосного агрегата измеряется штатными первичными преобразователями давления с точностью 0,6 % при использовании АСУ или образцовыми манометрами класса 0,25 или 0,4;

подача определяется по узлу учета, по объемам резервуаров с помощью переносных ультразвуковых расходомеров или другими способами;

мощность, потребляемая насосом, измеряется при помощи штатных первичных преобразователей мощности с точностью не ниже 0,6 %. При установившихся режимах для грубой оценки допускается определять мощность по счетчику потребляемой электроэнергии или вольтметру и амперметру. Мощность, потребляемую насосным агрегатом, можно замерить и комплектами К-506, К-505 или им подобными;

частота вращения ротора замеряется датчиком частоты вращения с точностью 0,5 %;

плотность и вязкость перекачиваемой нефти определяются по узлам учета или в химлаборатории НПС.

Условия выполнения измерений параметров следующие:

из расчетов должны быть исключены значения текущих параметров, измеренные в первые 72 часа после монтажа или ремонта насоса, так как в это время происходит приработка деталей и интенсивный рост зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса;

при запуске или остановке контролируемого насосного агрегата или соседних с ним агрегатов НПС;

при переключении измерительных линий на узлах учета нефти.

Замер параметров проводится только при установившемся (стационарном) режиме перекачки.

Контроль стационарности режима осуществляется по подаче (при возможности непосредственного измерения) или по давлению на входе или выходе НА. Колебания контролируемого параметра не должны превышать ±3 % от среднего значения.

Параметры измеряются при бескавитационном режиме работы НА (контролируются при измерении вибрации и по давлению на входе в насос) и отсутствии перетока нефти через обратный клапан.

При проведении параметрических испытаний выполняется анализ перекачиваемой нефти с определением плотности и

вязкости каждый раз при смене потока нефти, но не реже одного раза в сутки.

Значения текущих параметров должны быть приведены к условиям, при которых получены базовые характеристики согласно ГОСТ 61 34.

Для насосов типа НМ с постоянной частотой вращения ротора влияние вязкости перекачиваемой нефти на напорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 1,0 • 10-4 м2/с для насосов с подачей 1250-2500 м3/ч, вязкости более 2 • 10-4 м2/с - для остальных насосов. Влияние вязкости на энергетическую характеристику (п - Q) необходимо учитывать при вязкости более 0,6 • 10-4 м2/с.

Оценку текущих параметров (подачи, мощности, напора и КПД) необходимо производить по среднеарифметическому значению трех замеров (не менее).

Для построения базовых характеристик необходимо обработать в соответствии ГОСТ 6134, не менее десяти точек (режимов) в диапазоне подач от 0 до Qmax, для построения текущих характеристик - не менее 3-4 точек (режимов).

4.3. ВЫПОЛНЕНИЕ РЕГЛАМЕНТНЫХ РАБОТ

Если в паспортах, ТУ, инструкциях и других нормативных документах на насосные агрегаты регламентированы другие работы с объемом и периодичностью, отличными от изложенных, то они являются обязательным дополнением к приведенным в работах и могут выполняться как при работающих насосах, так и при регламентных остановках.

Перед регламентной остановкой осуществляется диагностический контроль насоса в объеме планового.

Если регламентная остановка насоса связана с проведением дефектоскопии вала, то выполняемый объем работ приравнивается к среднему ремонту.

Регламентная остановка также производится для замены рабочих колес насоса на другие типоразмеры, если это предусматривается технологическими режимами работы нефтепровода.

Регламентные остановки совмещаются по возможности с ремонтами насосов, техническим обслуживанием или плановым диагностическим контролем.