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

11.10.2. ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ,

КОНТРОЛЯ И РЕМОНТА

Технический осмотр и ремонт устройств молниезащиты проводятся одновременно с осмотром и ремонтом электроустановок согласно графику ТОР. Периодичность технического обслуживания и ремонта устройств молниезащиты приведена в табл. 11.18 и может уточняться по результатам проведения испытаний, предусмотренных нормами ПЭЭП, с учетом технического состояния.

Для определения технического состояния заземляющего устройства осуществляется:

внешний осмотр видимой части заземляющего устройства;

осмотр с проверкой цепи между заземлителем и заземляемыми элементами (выявление обрывов, неудовлетворительных контактов в проводнике, соединяющем аппарат с заземляющим устройством), а также проверка пробивных предохранителей трансформаторов;

измерение сопротивления заземляющего устройства (с составлением акта);

проверка цепи "фаза - нуль";

проверка надежности соединений естественных заземлите-лей.

Проверку надежности соединений естественных заземлите-лей проводят через год после включения в эксплуатацию, в последующем - не реже 1 раза в 6 лет. На участках заземляющих устройств, подверженных интенсивной коррозии, устанавливается более частая периодичность технического обслуживания и контроля. Неплановое измерение сопротивления заземляющих устройств проводится после их переустройства и капитального ремонта.

Т а б л и ц а 11.18

Периодичность технического обслуживания и ремонта устройств молниезащиты!

Оборудование

Периодичность, мес

ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТА! МАГИСТРАЛЬНЫХ И ПОДПОРНЫХ НЕФТЯНЫХ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

12.1. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Магистральные центробежные насосы - мощные энергоемкие машины, поэтому эффективная экономичная эксплуатация их - весьма важная задача обслуживающего персонала. Необходимо также поддерживать высокую надежность этих машин, что значительно снижает расходы на ремонт и эксплуатацию.

Экономичность работы насосного оборудования определяется значением КПД в процессе эксплуатации. В связи с этим п р и эксплуатации необходимо осуществлять анализ фактических напорных и энергетических характеристик насосов и р азр аба-тывать мероприятия по их улучшению.

Проведенные промышленные испытания и опыт эксплуатации магистральных насосов показывают, что эти насосы не уступают лучшим зарубежным образцам. Однако фактические показатели работы насосных агрегатов при перекачке нефтей показывают, что КПД их в среднем ниже на 6 %, а развиваемый напор - на 9... 10 % по сравнению с паспортными.

Это снижение приводит к значительному экономическому ущербу. Для иллюстрации приведем пример: определим ущерб от снижения КПД насоса НМ 10000-210 по сравнению с паспортом на 5 % в оптимальном режиме при перекачке нефти с

плотностью 860 кг/м3. В указанном режиме КПД насоса 0,89, а двигателя 0,97.

Затраты мощности двигателя составят, если он работает в соответствии с паспортными данными, 5700 кВт. Пять процентов от этой величины составляют 285 кВт. При годовой работе насоса (8400 ч) потери электроэнергии составят 2394 тыс. кВт ч.

Этот простой пример четко иллюстрирует важность мероприятий по повышению экономичности работы насосов.

Основными причинами снижения КПД магистральных насосов типа ИМ при работе на нефтях по сравнению с паспортными являются:

причины, связанные с отклонениями в размерах машины при ее изготовлении;

увеличение объемных потерь в щелевых уплотнениях из-за увеличения зазоров в уплотнительных кольцах сверх нормативных;

увеличение уровня вибрации насоса в результате некачественной сборки, монтажа, возникающих дефектов или кавитации в насосе;

изменение диаметра рабочего колеса путем обточки, отклонение его фактических размеров от проектных, погрешности при его монтаже в насос (несимметричность расположения относительно улитки; смещение выходных кромок половинок рабочих колес относительно друг друга, неравенство щелевых зазоров уплотнения колеса и др.);

влияние вязкости перекачиваемой нефти;

содержание свободного газа в перекачиваемой жидкости;

недостаточный подпор для первого по потоку насосного агрегата;

работа насосов на нестационарных режимах, зависимость работы насоса от его положения по потоку, влияние схемы подвода жидкости к насосу и другие причины.

Для иллюстрации изложенного остановимся коротко на причинах, снижающих КПД насосов, типа ИМ 10 000-210 с ротором на 12 500 м3/ч.

Снижение КПД, связанное с отклонениями геометрических размеров насоса при его изготовлении и сборке

Отметим, что параметрические испытания магистральных насосов типа ИМ, изготовленных Сумским насосным заводом согласно ГОСТ 6134-71, проводятся на холодной воде, при числе оборотов 25 с-1. Для снятия рабочих характеристик ис-