МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

ФАКУЛЬТЕТ ИНЖЕНЕРНОЙ МЕХАНИКИ

Кафедра Стандартизация, сертификация и управление качеством производства нефтегазового оборудования

Реферат

по дисциплине: «СОВРЕМЕННЫЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ»

на тему: «ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ»

Руководитель работы профессор, д.т.н. Семин В.Н. ^(должность, степень, фамилия, инициалы) ^(подпись)

Студентка группы: МТМ-15-03 Шишкина А.В. ^(фамилия, инициалы) ^(подпись) 15.12.2015 ^(дата)

Москва 2015 г.

ОГЛАВЛЕНИЕ

1 ВИДЫ ДЕФЕКТОВ, НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ И ДИАГНОСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ……………………………………... 2 КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ……………………………………………………………........ 3 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАГНЕТАТЕЛЕЙ…………………………………………………………………... 4 ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ………………………………………………. 5 МНОГОУРОВНЕВАЯ СТРУКТУРА ДИСПЕТЧЕРСКОЙ СЛУЖБЫ ……..... 6 ПУСК, ОСТАНОВКА И ВЕДЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА ПЕРЕКАЧКИ ……………………………………………………………………..... 7 РЫНОЧНЫЕ АСПЕКТЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ….………. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………….………..

3 8 13 15 18 23 23 28

1 Виды дефектов, неразрушающий контроль и диагностика оборудования и трубопроводов

Для обеспечения надежной работы машин большое значение имеет периодический контроль их состояния при эксплуата­ционном обслуживании.

Для определения степени износа и обнаружения появив­шихся в процессе изготовления или эксплуатации дефектов деталей производятся различные технические измерения.

Дефект — это отдельное несоответствие того или иного из­делия или детали установленным требованиям. Дефекты бы­вают явными и скрытыми, критическими и некритическими. При наличии критического дефекта использование детали по назначению невозможно.

По происхождению дефекты бывают производственными и эксплуатационными.

К производственным дефектам относятся: усадочные раковины — полости, образующиеся при остывании металла; неметаллические включения, попадающие в металл извне; неравномерность химического состава металла в отливках; волосные трещины, образующиеся внутри толстого проката; закалочные трещины — разрывы металла в процессе закал­ки. Сюда же можно отнести трещины в зоне сварного шва; не­провары —отсутствие сплавления между основным и наплав­ленным металлом, а также между отдельными слоями при многослойной сварке.

К эксплуатационным дефектам относятся: трещины ус­талости —разрывы в детали вследствие длительного действия высоких переменных напряжений, которые возникают в мес­тах концентрации напряжений. Ширина раскрытия трещин усталости не превышает нескольких микрометров. К эксплуа­тационным дефектам также можно отнести:

• коррозионные поражения металла в результате химичес­кого и электрохимического воздействия, масштаб которых за­висит от агрессивности среды. Коррозия может быть сплош­ной, точечной,ячейковой;

• трещины ползучести, которые возникают в металлах по границам зерен при высоких температурах;

• термические трещины, возникающие при резкой смене температур, при недостаточной смазке и заеданиях поверхно­стей трущихся деталей;

• трещины-надрывы, возникающие при перегрузке дета­лей при работе в нерасчетном режиме.

Дефекты геометрии трубы могут быть как производствен­ными, так и эксплуатационными: вмятина; гофр — чередую­щиеся поперечные выпуклости и вогнутости стенки трубы, приводящие к излому оси трубы. Эрозия, вмятина в прокате, риска, расслоение, утонение стенки трубы.

Эксплуатация трубопровода при наличии опасных де­фектов допускается при введении ограничений на режимы перекачки.

Причинами дефектов и разрушения валов могут быть при­чины металлургического характера, когда имеются дефекты в заготовках: поверхностные и внутренние трещины, расслое­ния и разрывы вследствие механических и термических на­пряжений, возникающих при изготовлении прутков.

Наиболее опасными с точки зрения возникновения устало­стных трещин являются сечения, в которых изменяется диа­метр вала (галтельные переходы) и шпоночные пазы в местах посадки рабочего колеса на вал и под муфтой. Разрушение вала может произойти под рабочим колесом под действием цик­лических нагрузок. Местом зарождения трещин являются шпоночные канавки, где условия работы материала наибо­лее тяжелые.

Кроме перечисленных дефектов существуют следующие отклонения формы отдельных деталей от проектной: овальность, конусность, бочкообразность, изогнутость, неплоскостность. Существуют также отклонения относительного распо­ложения отдельных деталей в собранном узле: перекос осей и непараллельность, торцевое биение, несоосность, радиальное биение, несимметричность.

Объективная информация о техническом состоянии меха­низмов получается с помощью средств технической диагнос­тики—информационно-измерительного комплекса, позволя­ющего анализировать и накапливать информацию. В основу количественной оценки технического состояния положен ди­агностический параметр. В качестве параметров могут исполь­зоваться: мощность навалу; давление; температура; парамет­ры вибрации и т. д.

При диагностировании оборудования и трубопроводов ис­пользуют следующие важные понятия.

Работоспособность — состояние механизма или иного объекта, при котором он способен выполнять свои функции.

Отказ — событие, заключающееся в нарушении работос­пособности механизма или иного объекта (понятие вероятно­стное).

Неисправность — состояние объекта, при котором он не соответствует одному из требований техдокументации.

Безотказность—свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность в течение некоторого периода времени (вре­мени наработки).

Долговечность — свойство механизма сохранять работос­пособность до наступления предельного состояния при установ­ленной системе технического обслуживания и ремонта (ТОР).

Срок службы — это все календарное время эксплуатации оборудования (например, насоса) до предельного износа.

Надежность— это свойство объекта выполнять заданные функции. Это главный качественный показатель объекта. Ос­новной показатель надежности — вероятность безотказной работы, которую называют функцией надежности.

В разные периоды эксплуатации насосов частота (ин­тенсивность) отказов разная (рис.1). Здесь три периода: I — приработки; II— нормальной эксплуатации; III— старения.

Природа высокой интенсивности отказов (период!) заклю­чается в неидеальности изготовления деталей и незамеченных дефектах.

Рис.1. Типичный график интенсивности отказов механизмов в процессе эксплуатации

Период внезапных отказов II неустраним, их интенсивность невелика до тех пор, пока износ деталей не достигает некото­рой величины — после чего наступает период старения III.

Для оценки параметров надежности насоса необходимо выбрать элемент, лимитирующий надежность. Для насосов такими элементами являются торцовые уплотнения (средняя наработка 3500 ч), щелевые уплотнения (6300 ч), подшипни­ки (12000 ч), валы (60000 ч). Главный резерв повышения па­раметров надежности насоса—повышение качества торцовых уплотнений.

Межремонтный ресурс насосного оборудования колеблет­ся в пределах 4000—8000 ч. Около 30% всех отказов падают на торцовые уплотнения валов, 15%—-на подшипники, 9% — на маслосистему. Повышенная вибрация вызывает до 10% отказов. По вине персонала — до 12%.

Основной причиной снижения КПД насосов (до 3%) явля­ется износ щелевого уплотнения и рост перетока нефти из по­лости нагнетания во всасывающий патрубок.

Пагубно на состоянии насосов сказывается вибрация, при которых детали испытывают знакопеременные нагрузки и быстро разрушаются. В первую очередь разрушаются подшип­ники и соединительные муфты. Вибрация ослабляет крепле­ние узлов к фундаменту и узлов между собой.

Не существует машин с идеальным качеством изготовле­ния, поэтому невозможно ликвидировать все процессы, вызывающие вибрацию насосов. Центр масс ротора никогда не со­впадает с осью вращения вала. Сила механического дебалан­са является основным источником появления вынужденных гармоник вибрации роторных машин. Рост амплитуд отдель­ных гармоник вибрации используется в качестве диагности­ческого признака наличия дефектов. В 90% случаев аварий­ной остановки насоса этому предшествует резкое увеличение амплитуды вибраций.

Диагностический метод эксплуатации оборудования сво­дится к сопоставлению диагностического параметра с допус­тимым значением. Вибрационная диагностика основана на использовании среднеквадратичного значения виброскорос­ти (мм/с), например, крышки или корпуса подшипника.

Неразрушающий контроль (НК) позволяет обнаружить дефекты и проверить качество деталей без нарушения их пригодности к использованию по назначению. Перечислим несколько существующих методов неразрушающего конт­роля.

Визуально-оптический метод позволяет выявить относи­тельно крупные трещины, механические повреждения, оста­точную деформацию.

Капиллярный метод основан на увеличении контраста между дефектами и бездефектным материалом с помощью спе­циальных проникающих жидкостей.

Ультразвуковой контроль позволяет определить коорди­наты и площадь дефекта. Шуп должен плотно прилегать к по­верхности изделия.

Магнитная дефектоскопия основана на том, что дефекты изделий вызывают искажения магнитного поля, наведенного в изделии.

Гамма-дефектоскопия позволяет выявить скрытые дефек­ты с помощью портативных и маневренных приборов.

Важнейшими характеристиками методов неразрушающе­го контроля являются чувствительность и производитель­ность. Чувствительность определяется наименьшими разме­рами выявляемого дефекта. Вышеперечисленные методы по­зволяют обнаружить трещины раскрытием более 0,001 мм.

Гаммаграфический метод фиксирует трещины, глубина кото­рых составляет 5% от толщины детали.

Неразрушающий контроль валов насосов и электродвига­телей проводится с применением визуального, ультразвуково­го и магнитопорошкового методов при входном контроле, так и при эксплуатации и ремонте. При этом выявляются поверх­ностные и внутренние трещиноподобные дефекты, раковины и другие нарушения сплошности материала. НК проводится через каждые 10—16 тыс. ч наработки вала в зависимости от мощности и количества пусков насоса.

При выполнении послестроительной дефектоскопии про­изводится проверка:

• внутренней геометрии труб и состояние стенок после ук­ладки и засыпки трубопровода;

• сплошности изоляционного покрытия после его засыпки методом катодной поляризации.

Внутренняя геометрия (вмятины и изгибы) проверяется пропуском калибровочного устройства (снаряда-профилемера) в потоке воды или воздуха. Пропуск осуществляется по техно­логии пропуска очистного устройства.

Внутритрубная дефектоскопия проводится с целью обна­ружения трещин и других дефектов в стенках труб и сварных соединениях. Она проводится в потоке воздуха, природного газа или воды. Режим работы компрессорной или насосной станции должен быть согласован со скоростью перемещения снаряда (обычно используется скорость около 1,0 м/с). Приуве- личении скорости дефектоскопа он дает искаженные данные.

Обнаружение дефектов тела трубы осуществляется внутритрубной инспекцией с помощью снарядов-профилемеров и снарядов-дефектоскопов. Обобщенно их называю внутритрубными инспекционными снарядами (ВИС).

ВИС — это интеллектуальные инспекционные поршни, имеющие стальной корпус и полиуретановые диски. Внутри-трубные инспекционные снаряды имеют опорные ролики и средства обнаружения типа «трансмиттер». Известны случаи преодоления поршнями расстояний свыше 850 км без установ­ки промежуточных камер пуска-приема.

Снаряд-профилемер — это электронно-механический сна­ряд, оснащенный рычажными датчиками, которые измеряют проходное сечение, положение сварных швов, овальностей, вмятин и гофров. Искривление оси трубопровода фиксирует­ся индикатором поворота по взаимному положению осей двух секций профилемера. Пройденное снарядом расстояние опре­деляется с помощью измерительных колес. Привязка обнару­женных дефектов к определенным сечениям трассы осуществ­ляется с помощью специальных маркеров.

Для внутренней дефектоскопии применяются ультразву­ковые и магнитные снаряды-дефектоскопы (табл. 1). Ком­пьютеризированное диагностическое устройство использу­ет метод регистрации отраженных импульсных ультразву­ковых сигналов от внутренней и внешней поверхностей трубы. При этом датчик погружен в поток нефти. Толщина стенки определяется по времени запаздывания второго сиг­нала. Кроме того, сигнал отражается от несплошностей в металле трубы.

Таблица 1. Технические характеристики магнитных снарядов-дефектоскопов при диаметре трубопровода 1220 мм.

Наименование параметров	Значение параметра
Скорость продвижения по трубе	до 5 м/с
Максимальная длина обследуемого участка трубопровода	500 км
Минимальный проходимый радиус кривизны	3D
Точность локации дефектов с использованием маркеров через 2 км: по длине трубопровода	0,5 м
Толщина стенок трубопровода: минимальная максимальная	11 мм 20 мм
Максимальное давление в трубопроводе	8 МПа
Масса прибора	3500 кг
Перекачиваемая среда	Газ, газовый конденсат, нефть, вода
Длина дефектоскопа	2500 мм
Время непрерывной работы	90 часов

Для более полного обследования необходимо комплексное диагностирование, основанное на различных физических яв­лениях, потому что внутритрубные измерительные снаряды не выявляют напряженное состояние трубы.

С технической точки зрения техническая диагностика тру­бопроводов включает в себя следующие действия:

• обнаружение дефектов на трубопроводе;

• проверку изменения проектного положения трубопрово­да, его деформаций и напряженного состояния;

• оценку коррозионного состояния и защищенности трубо­проводов от коррозии;

• контроль технологических параметров транспорта про­дукта;

• интегральную оценку работоспособности трубопроводов, прогнозирование сроков службы и остаточного ресурса трубо­провода.

Система комплексной диагностики линейной части трубо­проводов базируется на использовании следующих методов контроля:

• статистических методов оценки эксплуатационных свойств элементов антикоррозийной защиты и интенсивности отказов;

• диагностики состояния металла труб с помощью внутритрубных инспекционных приборов, а также металлографичес­ких методов оценки;

• диагностики электрохимической и биологической актив­ности среды на потенциально опасных участках трассы;

• контрольной шурфовки и периодических гидравлических переиспытаний потенциально опасных участков трубопровода.

Выбор интервала времени между измерениями диагности­ческого параметра зависит от его чувствительности к измене­нию состояния объекта и от степени развития дефекта. Так процесс разрушения подшипника качения от начала появле­ния дефекта занимает 2—3 месяца.

Дополнительный дефектоскопический контроль включает идентификацию дефекта, обнаруженного инспекционным снарядом. Идентификация дефекта заключается в определе­нии типа, границ и размеров дефекта. Контроль проводится персоналом, прошедшим обучение и аттестацию по методам неразрушающего контроля.

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 вибраи, 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.