Компрессорные и насосные установки

Цель работы - оценка технического состояния и остаточного ресурса насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов.

Основные задачи работы:

• анализ условий реализации методики автоматизированного контроля и диагностирования насосных агрегатов на основе эксплуатационных и вибрационных параметров;

• исследование и разработка методики определения технического состояния и остаточного ресурса магистральных и подпорных насосов;

• исследование и разработка методики дефектоскопического контроля валов насосов и роторов электродвигателей насосных агрегатов.

Методы исследований. Решение поставленных задач проводилось путем теоретических и экспериментальных исследований в лабораторных и промышленных условиях. Для исследований использовались статистические данные и информация, полученная с помощью стандартных средств и методов измерений. Задачи исследований решались с применением методов теории прочности и статистических методов.

Основные защищаемые положения. Разработка способов оценки технического состояния и повышения эффективности работы оборудования нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов, методов дефектоскопии и определения остаточного ресурса (срока службы) оборудования, длительно эксплуатируемого на производственных объектах.

Срок продления эксплуатации оборудования сверх установленного срока службы определяется по результатам технического освидетельствования оборудования с учетом длительности ремонтных циклов, нагрузки эксплуатируемого оборудования в действующей технологической схеме и характера последствий, которые могут возникнуть в связи с его неисправностью в результате износа отдельных сборочных единиц и деталей, и продлевается до следующей установленной даты очередного обследования или списания.

 

Продление ресурса (срока службы) должно осуществляться при условии сохранения или незначительного снижения вероятности безотказной работы, устанавливаемой технической документацией на оборудование действующими НТД, сохранения или незначительного снижения экономических показателей при обеспечении требуемых нормативов безопасности.

 

Современные достижения.

По увеличению срока эксплуатации насосного и компрессорного оборудования на установках подготовки нефти

 

Реализация задач вибрационной и параметрической диагностики на стадии эксплуатации оборудования, а также выполнение дефектоскопических работ в процессе технического обслуживания или ремонта

Показано, что по тенденции изменения среднего квадратического значения виброскорости от времени наработки и с учетом изменения подачи можно определить время вывода оборудования в ремонт. Определены причины изменения характеристик насосов по мере наработки, устранение которых позволит повысить экономические показатели работы насосов;

Определить техническое состояние и остаточный ресурс (срок службы) насосного оборудования. Определены нормы допустимых дефектов, которые выявляются при неразрушающем контроле оборудования.

 

 

 

 

 

1.4. Мероприятия по увеличению  срока эксплуатации насосно-компрессорного  оборудования на установках подготовки  нефти

Непредвиденный выход из строя насосно компрессорного оборудования может повлиять как на экологическую безопасность, так и спровоцировать пожар на опасном производственном объекте. Эффективность эксплуатации любого оборудования во многом определяется совершенством методов технического диагностирования и ремонта. Традиционный планово предупредительный метод обслуживания и ремонта на данный момент не может обеспечить поддержание оборудования в исправном состоянии во время эксплуатации. Межремонтный интервал зависит от времени жизни наиболее подверженных износу компонентов, таких, например, как подшипниковые узлы и уплотнения. Процедура ППР существенно уменьшает вероятность аварии, но не предохраняет механизм от неожиданных повреждений в межремонтный период, а необоснованные переборки только ускоряют износ узлов, так как вносят новые непредвиденные дефекты: перекосы осей, повышенные или заниженные зазоры и т.д. Основным принципом технического диагностирования и ремонта является принцип предупреждения отказов в работе оборудования при условии обеспечения максимально возможной его наработки. В практике эксплуатации и диагностирования насосно-компрессорного оборудования наиболее актуальными являются проблемы обеспечения надёжности, технической и экологической безопасности их функционирования, а также своевременное и качественное выявление неисправностей. Анализ отечественного и зарубежного опыта контроля технического состояния систем с вращательным движением силовых узлов показывает, что для обнаружения возможных отказов наиболее эффективен контроль технического состояния оборудования именно по вибропараметрам. Это обусловлено тем, что скрытые механические дефекты в данных системах проявляются весьма ограничено. Увеличение вибрации выше определённого уровня может привести к разрушению элементов оборудования или характеризовать разрушение. Таким образом, вибрация служит как причиной развития дефектов, так и их индикатором. Научно-техническое предприятие «НТП Трубопровод» более 10 лет занимается проведением технического диагностирования насоснокомпрессорного оборудования.

 

 

По итогам обследования можно сделать следующие выводы: -визуальный и измерительный контроль (ВИК) выявил нарушения у 75 % агрегатов; -вибродиагностический контроль (ВД) выявил нарушения у 50 % агрегатов; -другие методы неразрушающего контроля выявили нарушения у 5 % агрегатов.                          Наиболее часто встречающиеся дефекты ВИК: ослабление элементов крепления агрегатов и его узлов, нарушение герметичности (подтеки), коррозия, трещины, некачественные сварные швы.                                                                                                        Наиболее часто встречающиеся дефекты ВД: дисбаланс, расцентровка, дефекты подшипников (увеличенный зазор в подшипнике, эллипс- ность шейки вала подшипника и др.), кавитация, турбулентность. Приведен краткий отчет анализа спектров сигналов по результатам замеров параметров вибрации насосного агрегата типа ЦНС. Таким образом, эксплуатация насосно компрессорного оборудования в технологических процессах предприятий характеризуется достаточно быстрым повышением уровня вибрации выше критических значений и, как следствие, сокращением межремонтных периодов. Исходя из этого, основными путями для уменьшения преждевременного выхода из строя насосного оборудования являются: -своевременное проведение вибро мониторинга (непрерывного или периодического контроля), экспертизы промышленной безопасности или технической диагностики; -установка насосов согласно требованиям нормативно-технической документации (по типу, наличию блокировок и устройств безопасности и т.д.); -качественное проведение ремонтов (отсутствие перекосов осей валов, повышенных или заниженных зазоров, установка качественных комплектующих). Так же следует отметить, что проведение текущего, среднего и капитального ремонтов насосно-компрессорного оборудования целесообразно проводить по результатам непрерывного или периодического вибро мониторинга, то есть исходя из фактического состояния оборудования.

 

 

 

 

 

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ДАННЫХ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ СРОКА ЭКСПЛУАТАЦИИ.

2.1. Состояние оборудования установок  подготовки нефти

Компрессор служит для сжатия, повышения давления и перемещения (транспортирования) воздуха или газа. Компрессор - основа компрессорной установки, в состав которой помимо него входят вспомогательные межступенчатые аппараты, привод, газовые трубопроводы и различные системы смазки, охлаждения и регулирования. Компрессоры нашли применение в различных отраслях промышленности. Компрессоры классифицируют по назначению, принципу действия, конечному давлению, подаче, способу отвода теплоты, типу привода виду установки. По назначению компрессоры классифицируют в зависимости от вида производства в котором их используют (общего назначения, химические, газоперекачивающие и др.), а также по непосредственному назначению (пускового воздуха тормозного воздуха перекачивающие). По принципу действия компрессоры подразделяют на объёмные и динамические. К первым относят поршневые компрессоры с возвратно-поступательным движением поршня, роторные (пластинчатые) с вращательным движением поршней вытеснительных, винтовые с роторами переменного шага и мембранные, в которых мембрана играет роль поршня. Динамические компрессоры (турбокомпрессоры) делят на центробежные с потоком газа натравленным радиально от центра к периферии, и осевые с потоком газа движущимся в осевом направлении при вращении колеса с лопатками. По конечному давлению различают компрессоры низкого давления, создающие давление газа 0,2 - 1,0 МПа (2-10 кгс/см2), среднего - 1-10 МПа (10-100 кгс/см2), высокого - 10 - 100 МПа (100 - 1000 шс/см’), и сверхвысокого давления - свыше 100 МПа (1000 кгс/см2). По подаче компрессоры делят на машины с малой (до 0,015 м3/с), средней (0,015 - 1,5 м3/с) и большой (свыше 1,5 м3/с) подачей, различной для каждого типа компрессора (объемного или динамического).

 

 

 

 

 

По способу отвода теплоты компрессоры подразделяют на машины с охлаждением (воздушным или водяным) компрессора и нагнетаемого газа и типу привода - компрессоры с электродвигателем, паровой или газовой турбиной, ДВС; по виду установки - на стационарные (на фундаменте или специальных опорах) и передвижные (на шасси и раме). Насосы- компрессионные машины, предназначенные для повышения давления капельных жидкостей. Вакуумные насосы используется для создания разрежения и отсоса газов и паров из полостей, в которых поддерживается давление ниже атмосферного. Вентиляторы и дымососы-малонапорные, со степенью повышения давления (степенью сжатия ) до 1,15, компрессионные машины для сжимаемых жидкостей. Компрессоры-средне- и высоконапорные компрессионные машины, со степенью повышения давления более 1,15, при этом средненапорные (охлаждаемые ) машины со степенью сжатия 1,15...3,0 и искусственным охлаждением сжимаемого газа. Поршневые насосы-древнейшие из существующих в настоящее время машин.

(рис.2.1) поршневой компрессор

 

 

Принцип действия компрессоров.

В поршневых компрессорах (рис.2.1) сжатие газа осуществляется в результате перемещения поршня , совершающего возвратно-поступательное движение в цилиндре под действием кривошипно-шатунного механизма. Различают компрессоры простого действия , в которых газ сжимается с одной стороны от поршня , и двойного , в которых сжатие происходит с обеих сторон от поршня. Кроме того, в зависимости от устройства кривошипно-шатунного механизма компрессоры делят на бескрейцкопфные и крейцкопфные. Первые имеют поршни одностороннего действия (тронковые), вторые Преимущественно двойного действия.

 

Кривошипно-шатунный механизм бескрейцкопфного компрессора включает в себя поршневой палец, шатун , коленчатый вал , а крейцкопфного компрессора - шток поршня, крейцкопф , палец крейцкопфа, коленчатый вал .

Крайние положения поршня в цилиндре называют «мертвыми» точками, пространство между крышкой цилиндра и торцом поршня - «мертвым» пространством. При всасывании поршень , двигаясь из одной мертвой точки к другой, создает разрежение газа, оставшегося в мертвом пространстве цилиндра, в результате чего открывается клапан и всасывается газ. При обратном движении поршня газ сжимается, давление возрастает и впускной клапан закрывается. При давлении газа в цилиндре, превышающем давление за нагнетательным клапаном , последний открывается и начинается этап нагнетания газа, который длится до возвращения поршня в начальное крайнее положение. Процесс повторяется с каждым оборотом коленчатого вала .

Компрессоры делят также по числу цилиндров и числу ступеней сжатия (рис. 2.2).

                  (рис.2.2.) Схема поршневого многоступенчатого компрессора

1-цылиндры ступеней сжатия; 2-промежуточные охладители; 3-трубопроводы.Последовательное  сжатие газа в нескольких ступенях (цилиндрах I) обусловлено необходимостью ограничить температуру сжимаемого газа, так как при высокой температуре в цилиндровой группе смазочные масла разлагаются, теряют эксплуатационные свойства, образуют нагар, наличие которого может привести к воспламенению и взрыву. Газ после сжатия в цилиндре ступени I с температурой нагнетания 150 - 200°С (в зависимости от свойств газа) поступает

в межступенчатый охладитель 2, где охлаждается до температуры всасывания в цилиндр ступени II, и так далее до требуемого конечного давления, Отношение начального давления к конечному в одном цилиндре называют степенью сжатия (обычно от 1:2 до 1:4).

Объемные компрессоры. (рис.2.3)

 

(рис.2.3)Схемы объемных  компрессоров:                                                                                                а-пластинчатого, б-винтового, в-мембранного.

Пластинчатые компрессоры (рис. 3,а) имеют цилиндрический корпус внутри которого эксцентрично расположен ротор. В продольные пазы ротора вставлены с небольшим зазором пластины, которые при его вращении под действием центробежной силы выходят из пазов и прижимаются к поверхности цилиндра, разделяя внутреннее пространство на несколько камер разного объема Когда при вращении ротора камеры соединяются с всасывающим патрубком цилиндра,

происходит всасывание газа на полный объем камеры по мере выхода пластины из паза. При дальнейшем вращении ротора камера разобщается с всасывающим патрубком, объем её уменьшается, газ сжимается, давление возрастает. При прохождении пластиной кромки нагнетательного патрубка начинается процесс нагнетания, Который продолжается до тех пор, пока пластина полностью не войдет в лаз и объем камеры не станет минимальным или равным нулю. Цилиндр с торцов закрывают крышками. Корпус имеет рубашку для водяного охлаждения. Винтовые компрессоры (рис. 3,б) состоят из двух роторов червячного типа. Ведущий ротор имеет выпуклые боковые поверхности, ведомый - вогнутые. Рабочие камеры компрессора представляют собой полость, образованную винтовой поверхностью ротора и стенками корпуса. Роторы не соприкасаются и вращаются в разные стороны. Вращение от ведущего ротора к ведомому передаётся с помощью синхронизирующих зубчатых колёс. Зазор между зубьями колёс меньше зазора между роторами, благодаря чему исключается их контакт. При всасывании объём рабочей камеры максимальный; при этом выступы роторов удаляются от впадин и в момент полного наполнения камера разобщается с всасывающим патрубком компрессора При нагнетании объем рабочей камеры вследствие вращения роторов уменьшается и газ выходит в нагнетательный патрубок, с которым камера сообщается по мере передвижения газа и его сжатия между витками роторов и стенками цилиндра и крышек. Равномерность потока газа достигается благодаря большой частоте вращения роторов и одновременной работе нескольких камер.

Мембранные компрессоры (рис. 3,в) осуществляют сжатие газа в результате колебаний круглой гибкой мембраны, зажатой по периметру между цилиндром и крышкой. Колебания мембраны создаются приводом от кривошипно-шатунного механизма или гидроприводом. Возвратно-поступательное движение в первом случае воздуха, а во втором - жидкости вызывает прогибымембран. При этом происходят всасывание и нагнетание газа в полости над верхней частью мембраны. В крышке размещены всасывающий и нагнетательный клапаны. В мембранных компрессорах может происходить одно- и многоступенчатое сжатия. Мембрана работает без смазывания, поэтому компрессор применяют д ля особо чистых газов.