"Диагностика нефтегазового оборудования"

• Название: "Диагностика нефтегазового оборудования"
• Дата: 23.05.2022
• Размер: 6.67 Mb.
• Имя файла: 985710.rtf
• Тип: Лекции; #544233
• страница: 2 из 7

2. Контроль работоспособности оборудования и трубопроводов

Оценка работоспособности и аттестация оборудования и линейной части МТ заключается в установлении срока, в течение которого гарантируется целостность и безопасная работа трубопровода при нормативных внутренних и внешних нагрузках и воздействиях. Срок безопасной работы ограничивается временем развития дефектов до критических размеров. Для своевременного выявления дефектов проводится периодическое обследование МТ. Соответствующие зависимости для расчетов периодичности проведения диагностики определяются нормативными документами.

Корпуса насосов и компрессоров подлежат контролю на наличие трещин, коррозии, проверке состояния опор и плоскости горизонтального разъема. Обнаруженные незначительные трещины засверливаются по концам, а трещина заваривается.

Одна из опор корпуса центробежного компрессора является неподвижной, фиксирующей его положение. Другая опора является подвижной, скользящей по шпоночной канавке фундаментной плиты с целью компенсации тепловых деформаций. При повышенной вибрации у подвижной опоры возможен износ направляющей шпонки и ее канавки. В этом случае заменяют шпонку, соблюдая все необходимые натяги и зазоры. Обнаруженные следы коррозии удаляют шабрением, поверхности скольжения натирают графитовой мазью.

При эксплуатации направляющих аппаратов и диффузоров встречаются следующие неисправности: повреждения лопаток, задиры от задевания ротором при осевом сдвиге, коррозия или эрозия.

Детали ротора центробежных нагнетателей испытывают сложные напряжения от действия центробежных сил. Неуравновешенность ротора вызывает во время вращения переменные нагрузки на его опорах и изгиб.

После очистки поверхности ротора от отложений и следов коррозии выявляются возможные трещины. Особенно тщательно проверяются переходы от одного сечения вала к другому (галтели). Обычно в металле вала и рабочих колес возникают усталостные трещины. Под деталями, посаженными на вал с натягом, возникает фреттинг-коррозия - как результат знакопеременных напряжений на месте посадки.

Обнаружить неисправность, связанную с развивающейся трещиной на валу ротора, можно по амплитудно-частотной характеристике вибрации при выбеге. С развитием трещины уменьшается жесткость вала и резонансная частота вибрации. Сравнивая существующую частоту вибрации с эталонной, можно обнаружить развивающуюся трещину.

Показатели надежности агрегатов зависят от типоразмеров и частоты пусков. Если за базу сравнения принять наработку на отказ насоса НМ 10000-210, то наработка на отказ насоса НМ 7000-210 будет в 2,4 раза больше, а насоса НМ 1250-260 - в 3,3 раза больше. У насосов меньшей подачи и мощности надежность намного выше, чем у агрегатов этой же серии, но более мощных.

Наиболее интенсивному износу подвержены рабочие колеса насосов в результате механического трения, эрозионного действия перекачиваемой нефти, коррозии и кавитационного разрушения. Кавитационные явления возникают при местном понижении давления при обтекании тел с высокими скоростями. Падение давления ниже значения, соответствующего температуре парообразования, приводит к перегреву жидкости. Кавитация в проточной части центробежного насоса может происходить в результате больших потерь на входе в насос, увеличения числа оборотов, отрыва или сжатия потока. При кавитации падает напор и расход перекачиваемой жидкости, увеличиваются вибрация и шум, происходит эрозионное разрушение металла.

Кавитация может возникать задолго до изменения напорных характеристик насоса. Для исключения кавитации можно использовать предвключенные шнеки на входе в рабочее колесо, увеличивать диаметр всасывающего трубопровода, повышать давление на входе в насос, приближать насосную к резервуарному парку или заглублять подпорные насосы. При сильном кавитационном повреждении, когда образуются сквозные отверстия или полное разрушение лопастей, рабочие колеса заменяют.

Опорные подшипники скольжения воспринимают вес ротора и передают фундаменту динамические переменные усилия от его вибрации. Их основной неисправностью является подплавление заливки вкладышей из-за плохой подачи масла и загрязнения. При плохом качестве смазки подшипников скольжения возникают большие силы трения между поверхностями подшипника и шейки вала. В результате контакта несмазанных поверхностей появляется "скрип" и скачкообразное движение шейки вала. Упорные подшипники воспринимают осевое давление ротора во время работы нагнетателя.

Повреждения лабиринтных уплотнений вызывают следующие факторы: осевой сдвиг, сильная вибрация ротора, слабая запрессовка гребней в пазы обоймы, скопления отложений.

Технологический режим работы запорной арматуры с указанием максимального рабочего давления, диапазона перепада давления, обязательности местного и дистанционного управления устанавливается на основании проектной документации. Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов (потеря герметичности и др.) и предельных состояний (потеря плотности сварного шва и др.).

Арматура считается работоспособной в случаях, когда:

• 
  обеспечивается прочность и плотность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением;
  
• 
  обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений, фланцевых соединений и затвора;
  
• 
  обеспечивается плавное перемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий, а также отключение электропривода при достижении затвором крайних положений.
  

При невыполнении любого из этих условий арматура выводится из эксплуатации.

При достижении назначенного срока службы запорная арматура подвергается переосвидетельствованию с целью определения ее технического состояния и возможности продления сроков эксплуатации.

Контроль работоспособности центробежных нагнетателей осуществляется при проведении диагностического контроля (оперативного, планового и непланового) по параметрическим и виброакустическим критериям.

Контроль насосов по виброакустическим параметрам. После монтажа нового насоса или проведения его ремонта, после замены муфты или установки рабочего колеса другого типоразмера проводятся измерения и фиксируются базовые значения вибрации, температуры и шума. Агрегат допускается к эксплуатации при интенсивности вибрации на подшипниковых узлах не более 4,5 мм/с, на головках фундаментных блоков (лапах корпуса) - не более 1,0 мм/с. В противном случае насос считается неисправным.

Невозможно обеспечить идеальную центровку валов агрегата - всегда остается какое-то смещение. Муфты подвижного соединения валов обеспечивают нормальную работу при расцентровке до 0,3 мм. Вихревые гидродинамические процессы в проточной части насоса дают сплошной спектр вибрации в пределах 800-1000 Гц. Кавитационные процессы дают сплошной спектр вибрации на частотах от 20 до 25000 Гц.

Подшипники качения также представляют собой сложную колебательную систему из-за волнистости дорожек и отклонения тел качения от круговой формы. Частоты возбуждаемых ими колебаний 500-3000 Гц.

Неравномерность воздушных зазоров между полюсами ротора и статора электродвигателя создает несбалансированные радиальные электромагнитные силы.

Необходимо устанавливать причины вибрации и устранять их. Для этих целей используется виброаппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации и шумомеры. Контроль вибрации позволяет своевременно обнаружить дефекты составных частей оборудования и предотвратить аварийные отказы.

Все агрегаты оснащаются контрольно-сигнальной виброаппаратурой с автоматической предупредительной сигнализацией и автоматическим отключением при предельных значениях вибрации. Датчики вертикальной вибрации обязательно устанавливаются на каждой подшипниковой опоре и элементах крепления насосов к фундаменту.

В качестве измеряемого и нормируемого параметра вибрации устанавливается среднее квадратичное значение (СКЗ) виброскорости в рабочей полосе частот 10-1000 Щ.

При определении шумовых характеристик измеряется уровень звукового давления (дБ) в октавных полосах частот (от 31,5 до 8000 ГЦ) в контрольных точках.

По результатам измерения вибрации в контролируемой точке строится график (тренд) изменения СКЗ виброскорости в зависимости от наработки. Линия тренда, построенная после достижения уровня вибрации 6,0 мм/с, позволяет прогнозировать определить время наступления предельно допустимого значения вибрации.

Норма вибрации насосов:

• 
  при среднем квадратичном значении виброскорости до 4,5 мм/с вибросостояние насоса нормальное, и он может длительно эксплуатироваться;
  
• 
  при 4,5-11,2 мм/с состояние насоса удовлетворительное, но необходимо улучшение;
  
• 
  свыше 11,2 мм/с эксплуатация насоса недопустима.
  

По результатам диагностического контроля (ДК) принимается решение о выводе насосов в ремонт или его дальнейшей эксплуатации.

Оперативный ДК агрегатов осуществляется оператором каждые 2 часа визуально по показаниям КИА: вибрация, температура, давление, подача, утечки, сила тока и т.д.

Плановый ДК магистральных насосов осуществляется без их остановки через каждые 2000 ч наработки: определяется значение виброскорости на всех подшипниковых опорах и на лапах корпуса насоса; определяются КПД и напор.

Неплановый ДК осуществляется при резком изменении параметрических характеристик агрегата: при интенсивности вибрации подшипниковых опор более 6 мм/с, а на лапах корпуса - более 1,8 мм/с; при изменении уровня шума на 6 дБ относительно базового значения; при изменении температуры подшипников на 10°С.

Основные причины повышенной вибрации насосных агрегатов обусловлены механическими, гидравлическими и электромагнитными явлениями: дисбаланс вращающихся элементов; ослабление посадки деталей ротора; несоосность валов; повреждение подшипников качения; биение в подшипниках скольжения; неравномерный зазор "ротор-статор" электродвигателя; гидравлический небаланс рабочего колеса; кавитационные явления в насосе; неисправность зубчатой муфты.

Несовпадение осей валов порождает вибрации не только в радиальном, но и в аксиальном направлении. Магнитные силы в электродвигателях характеризуются вибрацией на частоте питающей сети.

Вибрации гидродинамического происхождения возникают, когда рабочее колесо изготовлено неточно - лопасти различаются по шагу, толщине и углам установки. При этом не уравновешиваются силы, действующие на отдельные лопасти рабочего колеса.

Контроль насосов по параметрическим критериям.

После монтажа и пуска в эксплуатацию насосного агрегата необходимо определить рабочие параметры и сравнить их с паспортными данными. При отклонении напора в сторону уменьшения на 4%, а КПД на 3% необходимо провести обследование агрегата, арматуры и вспомогательных систем.

Насос может развивать меньший напор, меньшую мощность и меньший КПД за счет многих причин: увеличенной шероховатости проточной части корпуса; грубой поверхности межлопаточных каналов рабочего колеса; дефектов подшипниковых узлов; прогиба вала; недостаточного подпора па входе в насос; кавитации; дефектов подшипниковых узлов; больших утечек через уплотнения рабочего колеса, вала и торцевые уплотнения; уменьшенного или увеличенного диаметра рабочего колеса.

Основным критерием удовлетворительной работы торцевых уплотнений является величина утечек, замеряемая объемным способом - нормальное значение утечек через уплотнения 0,3 л/ч.

В обоих торцевых уплотнениях измеряется температура на задней стенке невращающегося контактного кольца. При достижении температурой предельного значения выдается сигнал на остановку агрегата. Если на одном уплотнении температура постоянна во времени, а во втором растет, значит, здесь ухудшилась смазка и появилось сухое трение. Если температура повышается на обоих уплотнениях, то неработоспособна система охлаждения в целом.

Наиболее распространенной причиной ухудшения характеристик насосов в процессе эксплуатации является износ деталей щелевого уплотнения рабочего колеса. При снижении по этой причине напора насоса горизонтального исполнения от базовых значений на 5% и выше агрегат необходимо выводить в ремонт. Для вертикальных подпорных насосов эта цифра немного выше - 7%.

Допустимое значение снижения КПД насосов типа НМ - от 2 до 4 %. Насос выводится в ремонт, когда перерасход электроэнергии из-за снижения КПД выше стоимости ремонта.

Диагностирование состояния НА по параметрическим критериям допускается проводить с применением образцовых средств измерений давления, подачи, мощности, частоты вращения ротора насоса, плотности вязкости перекачиваемой нефти.

Давление измеряется штатными преобразователями давления или образцовыми манометрами. Подача определяется по узлу учета, по изменению объема нефти в резервуаре или переносными ультразвуковыми расходомерами. Потребляемая мощность измеряется штатными преобразователями мощности или по счетчику потребляемой электроэнергии.

Замер параметров проводится при установившемся режиме перекачки при бескавитационном режиме работы. Влияние вязкости нефти на напорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 1,0 х 1 (У⁴ м²/с для НМ с подачей до 2500 м³/ч; при вязкости более 2 х 1СГ⁴ м²/с - для остальных насосов.

Оценку текущих параметров необходимо производить по среднему значению трех замеров.

Результаты дефектоскопии и диагностирования фиксируются актами.

Механо-технологическое оборудование перекачивающих станций подлежит освидетельствованию на предмет определения возможности его дальнейшей эксплуатации. Срок службы оборудования, после которого оно подлежит освидетельствованию: нефтяные насосы через 30 лет; фильтры-грязеуловители - 25 лет; стаканы подпорных насосов - 25 лет и т.д.

При выявлении недопустимых дефектов оборудование должно быть выведено из эксплуатации или восстановлено. Оборудование, не подлежащее восстановлению, должно быть списано.