Содержание к диссертации
Введение
Эксплуатация основного оборудования нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов 7
1 Условия эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций 7
2 Надежность оборудования нефтеперекачивающих станций действующих магистральных нефтепроводов 12
3 Техническое диагностирование оборудования нефтеперекачивающих станций
4 Анализ ресурса основного оборудования нефтеперекачивающих станций 18
5 Эффективность эксплуатации нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов
6 Выводы и обоснование области исследований 25
Исследование надежности и разработка стратегии организации технического диагностирования оборудования нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов 27
1 Анализ надежности оборудования нефтеперекачивающих станций 27
2 Влияние числа пусков-остановок насосных агрегатов на надежность оборудования нефтеперекачивающих станций 45
3 Анализ причин возникновения дефектов валов насосов и роторов электродвигателей насосных агрегатов и разработка 49 методов их технического диагностирования
4 Разработка стратегии организации и проведения технического диагностирования оборудования нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов 62
Выводы по главе 2 з
3 Исследование и разработка методов повышения ресурса оборудования нефтеперекачивающих станций 79
3.1 Определение и методы повышения остаточного ресурса оборудования нефтеперекачивающих станций 79
3.2 Исследование и разработка методов повышения ресурса валов насосных агрегатов
3.2.1 Нагрузки, воспринимаемые валами 88
3.2.2 Особенности конструкции и напряженно-деформированного состояния вала
3.2.3 Основные направления повышения ресурса валов
3.3 Исследование возможности использования полых валов 100
3.4 Критерии отбраковки валов насосов и роторов электродвигателей и способы устранения дефектов
Выводы по главе 3 117
4 Разработка методов повышения эффективности эксплуатации основного оборудования нефтеперекачивающих станций 118
4.1 Анализ эксплуатации оборудования НПС при недозагрузке магистральных нефтепроводов
4.2 Определение технологических параметров перекачки с остановками насосных агрегатов для накопления нефти в резервуарах нефтеперекачивающей станции 120
4.3 Составление структуры затрат на перекачку с остановками насосных агрегатов для накопления нефти в резервуарах нефтеперекачивающей станции 128
4.4 Определение оптимального режима работы нефтеперекачивающей станции магистральных нефтепроводов 137
Выводы по главе 4 142
Основные выводы и рекомендации 143
Список использованных источников
- Надежность оборудования нефтеперекачивающих станций действующих магистральных нефтепроводов
- Влияние числа пусков-остановок насосных агрегатов на надежность оборудования нефтеперекачивающих станций
- Исследование и разработка методов повышения ресурса валов насосных агрегатов
- Составление структуры затрат на перекачку с остановками насосных агрегатов для накопления нефти в резервуарах нефтеперекачивающей станции
Надежность оборудования нефтеперекачивающих станций действующих магистральных нефтепроводов
Для проведения обслуживания по фактическому техническому состоянию необходимы методы и средства, позволяющие оценить техническое состояние оборудования на данный момент, проследить изменение состояния за последнее время и прогнозировать его на ближайшее будущее [10, 22, 32, 55, 71, 86, 120].
Методы и средства технической диагностики освещены в работах [41,47, 51, 52, 55, 70, 71, 79, 85, 92, 115, 121,126,130, 137]. Задачами технического диагностирования являются: определение технического состояния оборудования, в том числе обнаружение и классификация дефектов (отказов); прогноз их развития, определение остаточного ресурса с целью продления срока службы оборудования; определение сроков и объемов ремонта, необходимости замены или модернизации оборудования.
Диагностирование насосных агрегатов включает оценку их технического состояния по следующим параметрам: развиваемому напору, потребляемой мощности и коэффициенту полезного действия (КПД), вибрации, а также температуре масла, обмоток и железа статора и ротора. При диагностировании силовых трансформаторов, установленных на НПС, определяют следующие параметры: сопротивление изоляции, комплексную проводимость, диэлектрические потери и емкость изоляции, абсорбционные характеристики изоляции, напряжение короткого замыкания, токи и потери холостого хода, значения частичных разрядов, физико-химические характеристики масла, содержание растворенных в масле газов.
Эксплуатацию оборудования и систем новых и модернизированных НПС предпочтительно осуществлять с непрерывным автоматизированным контролем и диагностированием их работоспособности на базе технических средств КИП и А, телемеханики и АСУ [125]. Применяется также оценка технического состояния оборудования с помощью портативных (переносных) приборов.
По результатам технического диагностирования выдается заключение о техническом состоянии оборудования. На основании результатов технического диагностирования оборудования НПС должны определяться объемы и сроки ремонта оборудования.
В случае значительного отличия базовых значений характеристик от паспортных, необходимо производить доводку оборудования с последующим повторным определением новой базовой характеристики и сравнение ее с паспортной.
Измеряемые параметры и средства измерения при диагностировании насосных агрегатов следующие: давление на входе и выходе насосного агрегата, измеряемые штатными первичными преобразователями давления с точностью 0,6 % при использовании АСУ или образцовыми манометрами класса 0,25 или 0,4; подача, определяемая по узлу учета, по объемам резервуаров, с помощью переносных ультразвуковых расходомеров или другими способами; мощность, потребляемая насосом, которая 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, Альфа или им подобными; частота вращения ротора, которая замеряется датчиком частоты вращения с точностью 0,5 %; плотность и вязкость перекачиваемой нефти, определямая по узлам учета, в блоках измерения качества нефти НПС.
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 насосного агрегата. Колебания контролируемого параметра не должны превышать ± 3 % от среднего значения. Параметры измеряются при бескавитаци-онном режиме работы насосного агрегата.
В настоящее время существуют направления, по которым производят диагностику электроустановок 103]. Диагностику можно выполнять по контролю: изоляции обмоток статора и ротора электроустановок; состояния обмоток; состояния магнитопроводов статора и ротора; вибраций и шумов при работе насосных агрегатов; теплового состояния электродвигателя; прочности вала ротора электродвигателя. Техническое обслуживание и ремонт электродвигателей магистральных и подпорных насосов осуществляется по техническому состоянию на основании анализа диагностических работ, наработки, результатов испытаний, с учетом объема работ, изложенных в техпаспорте (инструкции по эксплуатации) на конкретный вид электродвигателя [44, 50,103,113,122].
Для проведения диагностического контроля используются виброаппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации, шу-момеры с возможностью измерения октавных составляющих, приборы, позволяющие определять техническое состояние подшипников и др.
Существующая система диагностирования на НПС позволяет оперативно определять контролируемые параметры оборудования [102, 103, 114, 134]. Вместе с тем, имеющиеся случаи отказов и возникновения повреждений оборудования НПС, происшедшие изменения в условиях эксплуатации оборудования, связанные с колебаниями загрузки магистральных нефтепроводов и большим сроком службы оборудования НПС, их старением и износом, требуют дальнейшего совершенствования методов и средств технического диагностирования.
Влияние числа пусков-остановок насосных агрегатов на надежность оборудования нефтеперекачивающих станций
Основные причины отказов магистральных центробежных насосов типа НМ следующие: повышенная вибрация - 37 %; выход из строя торцевых уплотнений - 32 %; разрушение подшипников - 17 %; прочие причины - 14 %. Повышенный уровень вибрации в насосе возникает из-за расцентровки валов, дисбаланса ротора, повреждения вала насоса и зубчатой муфты, увеличения зазора в подшипниках и щелевых уплотнениях, работы насоса в кавитационном режиме и др. Нарушения в работе торцевых уплотнений насосов вызваны следующими причинами: повышенным износом пары трения, нагревом уплотнения, дефектами в изготовлении и сборке деталей и узлов торцевого уплотнения, нарушением условий эксплуатации. Основными причинами отказов электродвигателей являются: разрушение подшипников - 60 %, отказы в системе возбуждения - 12 %, разрушение изоляции - 11 %, прочие причины 45 17 %. Разрушение подшипниковых узлов насосов и электродвигателей вызвано плохим качеством масла, некондиционностью их, большим осевым смещением ротора электродвигателя или вала насоса. Причинами отказов в системе возбуждения электродвигателя являются повреждения щеточных узлов или деталей систем бесщеточных возбудителей и др. Отказы электродвигателей из-за разрушения изоляции обмоток статора и ротора обусловлены ростом механических напряжений в изоляции при частых пусках; несинусоидальностью питающего напряжения при работе полупроводниковых преобразователей (нелинейных элементов в цепях статора и ротора), тепловыми ударами, возникающими в тяжелых переходных режимах пуска, ресинхронизации, воздействием электромагнитных сил, приводящих к вибрации обмоток при нарушениях режимов работы энергооборудования.
К характерным отказам силовых трансформаторов относятся: деформация обмоток, потеря эластичности витковой изоляции всех фаз из-за повреждения вводов и разрушения проходных изоляторов и изоляторов тяги масляных выключателей, обгорание изоляции в цепях вторичной коммутации.
Анализ режимов работы и надежности нефтеперекачивающей станции показал, что число отказов резко возрастает из-за частого изменения режима перекачки нефти по различным причинам. Изменение режима перекачки требует переключения (пуск или остановку) магистральных насосных агрегатов, которые сопровождаются резким возрастанием переменных нагрузок в узлах и деталях оборудования, в схеме электроснабжения НПС, вызывают колебания напряжения в сети, создают динамические нагрузки на силовые элементы двигателя и насоса (валы, подшипники, муфты и пр.), способствуют возникновению резких температурных нагрузок [87].
Число пусков (включений) наиболее существенно влияет на надёжность работы электродвигателей насосных агрегатов и является одним из основных эксплуатационных показателей, влияющих на наработку на отказ. Для возможности оценки влияния пусков (включений) на надёжность работы насосного агрегата, изменение его эксплуатационных параметров следует вести учёт пусков (включений). В качестве показателя, позволяющего оценить степень влияния частоты пусков на надёжность работы насосного агрегата, используется коэффициент частоты пусков.
Оценим влияние частоты пусков насосных агрегатов различных типов на их среднюю наработку на отказ. Исследования проводились для насосных агрегатов следующих типоразмеров: НМ 10000-210 (с ротором на подачу 12500 м3/ч), НМ 10000-210 (с ротором на подачу 10000 м3/ч), НМ 7000-210 и НМ 3600-230 с электродвигателями серий СТД, АЗМП, АРМ. Были получены зависимости интенсивности отказов а от коэффициента пусков Кп. Интенсивность отказов (параметр потока отказов) насосных агрегатов определялась по формуле: соЛ, (2.8) где Т - средняя наработка на отказ насосного агрегата; Коэффициент частоты пусков Кп рассчитывается по формуле [102]: К.- . (2-9) где ТІ - суммарное время работы насосного агрегата за исследуемый период; п - число пусков-остановок насосного за этот же период. Таким образом, под коэффициентом частоты пусков понимается число пусков насосного агрегата на 1000 часов работы.
Исходные данные для получения зависимости о от Кп приведены в таблице 2.12. Графически зависимость интенсивности отказов от коэффициента пусков приведена на рисунке 2.6. Кривая 1 и знак D соответствуют магистральному насосному агрегату с насосом типа НМ 10000-210 ( с ротором на подачу 12500 м3/ч) с электродвигателем СТД (П)-8000, 2, А - НМ 10000-210 и СТД (П)-6300 (4АРМ-8000), 3,х- НМ 7000-210 и СТД-5000 (СТД-4000), 4, о -НМ 3600-210 и СТДП-2500 (4АЗМП-2500).
Исследование и разработка методов повышения ресурса валов насосных агрегатов
Для каждого объекта можно указать множество параметров, характеризующих его техническое состояние. Их выбирают в зависимости от значимости на надежность и применяемого метода диагностирования (контроля).
Следует различать прямые и косвенные диагностические (контролируемые) параметры. Прямой - структурный параметр (например, износ, зазор в сопряжении и др.), непосредственно характеризует техническое состояние объекта. Косвенный параметр (например, давление и температура масла, время и др.) косвенно характеризует техническое состояние.
При диагностировании оборудования применяют следующие методы: визуальный, ультразвуковой, вибрационный, радиоволновый, тепловизионный, магнитопорошковый, магнитометрический, радиационный, частичных разрядов, хроматографического анализа масла и др. [105, 126]. Из перечисленных внедрение метода тепловой диагностики на основе приборов инфракрасной техники является одним из основных направлений развития высокоэффективной системы технической диагностики. При этом обеспечивается контроль состояния оборудования без вывода их из работы, выявление дефектов на ранней стадии, сокращение затрат на техническое обслуживание за счет прогнозирования сроков ремонтных работ.
При диагностировании оборудования используют устройства измерения инфракрасных излучений: пирометры и тепловизоры. Эти приборы позволяют обнаруживать дефекты, вызванные уменьшением сопротивления изоляционных материалов и увеличением сопротивления токопроводящих частей, которые сопровождаются выделением тепла. Уровень, распределение и изменение температур на поверхности различных технических объектов, фиксируемые с помощью термограмм, дают важнейшую информацию о происходящем процессе, состоянии объекта и его изменении. Одним из направлений использования тепловизора является оценка контактных соединений и токоведущих частей электроустановок. Каждое контактное соединение является в той или иной мере ослабленным участком токоведущей цепи, способным с течением времени ухудшить свои свойства, что может привести к его разрушению. Статистика аварий показывает, что из-за дефектности контактных соединений происходит 10 % всех аварий в электроустановках [135]. С применением тепловизоров появилась возможность измерять температуру отдельных точек, анализировать тепловые режимы, оценивать по ним работу электрооборудования со своевременным обнаружением дефекта.
С помощью инфракрасной диагностики в электрооборудовании можно выявлять и оценивать следующие неисправности: - в электродвигателях - витковые замыкания в обмотках статора, нарушения в работе системы охлаждения, некачественные контактные соединения кабелей питания; - в силовых трансформаторах - тепловые потери при изменении магнитных полей рассеяния, нарушения в работе охлаждающих систем, а также оценивать их эффективность, нарушение внутренней циркуляции масла в баке трансформатора (образование застойных зон) в результате шламообразования, разбухания или смещения изоляции обмоток в трансформаторах с большим сроком службы, дефекты вводов и контактных соединений токоведущих частей.
Тепловизионный контроль - это сочетание панорамного обзора и детального осмотра элементов оборудования. Панорамный обзор проводится для общей оценки тепловых режимов электроустановок и обнаружения мест перегрева. Детальный осмотр - для тщательного обследования обнаруженных мест перегрева и ослабленных элементов.
Тепловизионная диагностика электрооборудования не должна на практике сводиться только к нахождению перегретых узлов и измерению температуры. Её возможности гораздо шире, а её главная цель 69 прогнозирование развития дефектов, оценка ресурса работы того или иного устройства, планирование профилактического ремонта.
Говоря о диагностике вращающихся машин, следует отметить высокую информативность и хорошую достоверность методов оценки состояния, основанных на анализе вибрации. Способы замера и обработки вибросигнала позволяют отслеживать изменение состояния не только всего агрегата в целом, но и большинства его узлов и элементов; получать предупреждение о неисправности или поломке на ранней стадии развития; определять тип имеющейся неисправности; предсказывать момент, когда неисправность достигнет критического уровня, и принимать меры для предотвращения простоя или аварии.
Так, по результатам измерения вибрации электродвигателей в работе [103] рекомендуется для каждой контролируемой точки строить график измерения уровня вибрации в зависимости от наработки.
Уровень вибрации является одним из основных критериев качества и надёжности машин [73, 74, 95, 131, 136, 139]. Выявление причин вибрации, правильная организация и выполнение работ по их снижению является задачей, требующей от работников эксплуатации не только понимания вызывающих вибрации физических процессов, но и знания современных методов уравновешивания вращающихся частей машин.
Для устранения вибраций машин необходимо оценивать вибрационное состояние машины, устанавливать причины повышенных вибраций, производить балансировку валов роторов. Для выполнения этих работ применяется специальная виброизмерительная аппаратура, которая должна обеспечить необходимую точность и оперативность измерения величин, характеризующих вибрацию. Измерение вибрации осуществляется, как правило, на корпусах подшипников. Причины проявления дефектов по результатам измерения вибрации определяются по характерным признакам [89, 103]. В таблице 2.16 представлены основные причины вибрации электродвигателей насосных агрегатов, установленных на основе анализа работы и технического диагностирования.
Составление структуры затрат на перекачку с остановками насосных агрегатов для накопления нефти в резервуарах нефтеперекачивающей станции
При конструировании валов больших диаметров рекомендуется рассматривать возможность применения вала с центральным каналом круглого сечения (полого вала). Применение валов рекомендуемой конструкции позволит снизить их массу, а центральный канал можно использовать для охлаждения вала.
При изготовлении вала должны быть строго соблюдены технология изготовления и точность изготовления.
Заметное влияние на выносливость вала оказывает качество обработки его поверхности в местах концентрации напряжений [116, 117].
Это связано с тем, что зарождение усталостной трещины начинается с поверхности вследствие того, что на поверхности возникают наибольшие напряжения при кручении и изгибе вала. Снижение предела выносливости тем больше, чем выше предел прочности стали. В случае использования высокопрочных легированных сталей валы должны иметь тщательно шлифованную или полированную поверхность, в противном случае теряется смысл примене-ния легированных сталей. Так, например, при пределе прочности аь=70 кгс/мм (легированная сталь 40Х, используемая для валов насосов) по сравнению с полированием при шлифовании поверхности предел выносливости снижается на 10 %, а в случае грубого точения снижение доходит до 20 %.
В результате механической обработки вала в металле возникают остаточные напряжения. При эксплуатации релаксации этих напряжений может вызвать искривление вала и появление в подшипниках значительных радиальных нагрузок, не предусмотренных расчетами. Большие радиальные нагрузки приводят к перегреву, износу, а иногда к разрушению подшипников. Проведение технического процесса по снятию остаточных напряжений после механической обработки вала позволит избежать указанные нежелательные последствия.
Монтаж вала является весьма ответственной и трудоемкой работой. Каждая технологическая операция монтажа должна быть направлена на обеспечение надежной работы насосного агрегата. Прежде всего, при монтаже вала должны быть исключены какие-либо даже незначительные повреждения. Следует строго соблюдать технологию монтажа, разработанную на основе научно 99 технических требований. Так, например, деталь посаженной на вал с сильным натягом вызывает концентрацию напряжения кручения и изгиба. Это особенно существенно, когда соединение работает под нагрузкой. Поэтому так важно для повышения ресурса вала высокое качество сборки подшипников, муфт, рабочего колеса. Для снижения концентрации напряжений у края посаженной детали следует снижать жесткость ступицы этой детали (у ступицы), применяя разгружающие выточки. С этой же целью рекомендуется выполнить фасонные втулки, утончающиеся к концам, а также дистанционные кольца. Эти меры снижают концентрацию напряжений до 25 % [117]. Необходимо исключить из практики подварки, забивки заглушек в старые шпоночные канавки и не предусмотренные чертежом сверления.
С учетом того, что при переменных напряжениях деталь разрушается от меньших нагрузок и ресурс детали при изменениях напряжений снижается, следует для повышения ресурса вала стремиться к обеспечению более равномерной загрузки насосного агрегата. Так как увеличение амплитуды переменных напряжений отрицательно влияет на ресурс вала, необходимо принять меры по снижению нагрузок на вал при запуске насосного агрегата: применение регулируемого электропривода, использование включения на закрытую или на открывающуюся задвижку.
Существенную роль играют также параметры работы и технического состояния насосного агрегата, такие как давление на входе и выходе насоса, вибрация деталей и узлов, температура подшипников. Превышение от нормативных давления и параметров вибрации резко увеличивают нагрузку на вал. Высокая температура подшипника приводит к увеличению температуры вала и к снижению механических свойств материала (таблица 2.16).
Применение наиболее совершенных методов и средств контроля технического состояния вала позволит существенно снизить вероятность возникновения внезапных отказов вала и всего насосного оборудования, намного уменьшить затраты на ремонтно-восстановительные работы. Техническое обслужи 100 вание и ремонт должны отвечать требованиям обеспечения надежной работы насосного агрегата в целом и экономики трудовых и материальных затрат.
Основой для выбора рациональных способов повышения ресурса валов является анализ повреждений отказов и повреждений по результатам их эксплуатации. В результате такого анализа возникает возможность непосредственной оценки эффективности различных мер по повышению ресурса вала. Отказы, вызываемые одним и тем же фактором, диктуют необходимость пересмотра существующих конструкций вала, действующих норм приемки в эксплуатацию и эксплуатации насосных агрегатов.
Разработанная нами структура основных направлений и мероприятий по повышению ресурса валов представлена на рисунке 3.3.
На рисунке 3.4 представлена структура мероприятий повышения качества заготовок и конструкции вала, рисунке 3.5 - структура мероприятий повышения качества изготовления и монтажа вала, рисунке 3.6 - структура мероприятий совершенствования режима эксплуатации и расследования отказов вала. Внедрение указанных мероприятий в производство позволит существенно повысить ресурс валов насосных агрегатов и даст значительный экономический эффект.
