ID: 385

Название работы: Насосные агрегаты нефтеперекачивающих станций

Категория: Дипломная

Предметная область: Производство и промышленные технологии

Описание: Проведение диагностирования и прогнозирования общего технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций. Формирование и реализация планов капитального ремонта магистральных нефтепроводов.

Язык: Русский

Дата добавления: 2013-01-06

Размер файла: 560 KB

Работу скачали: 978 чел.

Введение

 

На современном этапе развития экономики  трубопроводный транспорт, являясь важнейшей составной частью транспортной системы России, играет значительную роль в обеспечении народного  хозяйства топливно-энергетическими  ресурсами. Экономическая эффективность и надежность доставки нефти  из районов добычи в районы переработки являются основными критериями оценки функционирования  трубопроводного транспорта. Отказы на магистральных  нефтепроводах (МН) приводят к полному или частичному прекращению перекачки, нарушают нормальную работу промыслов, нефтеперерабатывающих заводов и нефтебаз. Аварии на МН, сопровождающиеся разливами нефти, наносят значительный ущерб окружающей среде, способны привести к взрывам и пожарам с катастрофическими последствиями. по этой причине обеспечение надежной  работы МН  является одной из основных задач при эксплуатации. Современные условия работы трубопроводного транспорта нефти характеризуется естественным старением   основных фондов,  повышением требований к их экологической безопасности  и  необходимостью поддержания энергомеханического оборудования в надежном, работоспособном состоянии для бесперебойного оказания транспортных услуг нефтяным компаниям. В настоящее время для снижения отказов энергомеханического оборудования и обеспечения  безопасной эксплуатации  системы нефтепроводов потребовало выработки комплексного подхода, который, с одной стороны, обеспечил бы  повышение надежности, качества выполнения ремонтных работ, а с другой – привел бы к  снижению их удельной стоимости. Это направление легло в основу технической политики Саратовского РНУ, которое предусматривает :

•  проведение 100% -го  диагностирования и прогнозирования  общего технического состояния  насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций;
•  формирование и реализация планов капитального ремонта насосных агрегатов на основе результатов эксплуатационных парамметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов.

     

1. Описание  перекачивающей станции.

1.1 Общая характеристика нефтеперекачивающей станции «Терновка»

       Промежуточная нефтеперекачивающая станция (НПС) «Терновка» Саратовского нефтепроводного управления ОАО «Приволжные магистральные нефтепроводы» АК «Транснефть» предназначена для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу «Самара-Лисичанск» диаметром 1220 мм. По трассе нефтепровода «Самара-Лисичанск» НПС «Терновка» находится на 313 километре. НПС «Терновка»  расположена в Энгельском районе Саратовской области. Расстояние от НПС до ближайшего населенного пункта село «Терновка»  1 километр, до районного центра города Энгельс – 11 километров. До НПС построена дорога с твердым покрытием, это обеспечивает проезд к ней автотранспорта и строительной техники в любое время года. Численность обслуживающего персонала на НПС «Терновка»  – 28 человек. Доставка персонала на рабочее место осуществляется вахтовым автобусом из городов Саратов и Энгельс.

НПС «Терновка»  обеспечена диспетчерской связью, районной телефонной связью, ВЧ-связью по ЛЭП-110 кВ, радиосвязью с начальником НПС и начальником местного узла связи.

1.2 Состав сооружений НПС «Терновка»

       Нефтеперекачивающая станция представляет собой комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по магистральному нефтепроводу. На промежуточной НПС осуществляется повышение давления в магистральном нефтепроводе. В состав НПС входят: насосные с магистральными насосными агрегатами, технологические трубопроводы, система водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, нефтеснабжения, автоматики, телемеханики, связи, вентиляции, маслоснабжения, производственно-бытовые здания, сооружения и другие объекты. Генеральный план НПС «Терновка»  представлен в графической части на листе 1. Технологическая принципиальная схема НПС представлена в графической части на листе 2.

В состав технологических трубопроводов входят внутриплощадочные нефтепроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, фильтры-грязеуловители.

Технологическая схема трубопроводов обеспечивает предотвращение смешения, загрязнения, обводнения и потерь нефти. Диаметры технологических трубопроводов обеспечивает максимальную производительность перекачки нефти. Во избежание гидравлического удара и аварии на трубопроводах вся запорная арматура открывается и закрывается плавно. Все оборудование помещено в местах, удобных и легкодоступных для управления и обслуживания.

Фильтры-грязеуловители предназначены для очистки потока нефти от крупных механических примесей. Расположены на открытой площадке НПС.

Устройство сглаживания волн давления АРКРОН-1000 предназначено для сглаживания волн давления и предотвращения гидравлического удара. Излишки нефти при этом сбрасываются в емкость сброса ударной волны объемом 200 м3.

Регуляторы давления предназначены для регулирования давления в технологических трубопроводах путем дросселирования через регулирующую заслонку.

Блок наружных насосов 12НА-94 предназначен для откачки нефти из емкости сбора утечек объемом 28 м3 в емкости сброса ударной волны или во всасывающий трубопровод насосов ЦНС-60-330. Расположен блок погружных насосов на открытой площадке.

Блок насосов ЦНС-60-330 предназначен для закачки нефти из емкостей сброса ударной волны или емкости сбора утечек во всасывающий трубопровод основных насосов. Расположен блок насосов ЦНС-60-330 в помещении насосного зала общего укрытия магистральных насосных агрегатов.

Магистральные насосные агрегаты предназначены для осуществления перекачки нефти.

НПС «Терновка» – блочного типа. Поэтому оборудование установлено внутри блок-боксов, каждый из которых имеет по два выхода. Магистральные насосные агрегаты расположены в общем укрытии насосных агрегатов.

2. Основное и вспомогательное оборудование НПС. Правила эксплуатации.

2.1. Характеристика основного и вспомогательного оборудования

       К основному оборудованию относятся магистральные насосы и их привод, а к вспомогательному – оборудование, необходимое для нормальной эксплуатации основного: системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, канализации, водоснабжения и т.д.

В качестве основных насосов используются центробежные насосы, которые отвечают следующим требованиям:

•  большие подачи при сравнительно высоких напорах;
•  долговременность и надежность непрерывной работы;
•  простота конструкции и технического обслуживания;
•  компактность;
•  экономичность.

На НПС «Терновка»  в качестве основных насосов установлены четыре насоса НМ-10000-210. Насосы серии НМ-10000-210 – горизонтальные, одноступенчатые спирального типа с двухсторонним подводом жидкости к рабочему колесу.

В качестве привода для насосов НМ 10000-210 применяются синхронные электродвигатели СТД 8000 и СТД 6300 напряжением 10 кВ с частотой вращения 3000 об/мин.

Вспомогательные системы более подробно описаны далее. Основные технические характеристики насосов вспомогательных систем приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 – Технические характеристики насосов

Наименование	Назначение	Подача Q, м3/ч	Напор Н, м	КПД, %	Частота вращения, n, об/мин
Система маслоснабжения
РЗ-30 и	Циркуляция масла в системе	18	36	–	1440
РЗ-4,5 а	Откачка отработанного и закачка чистого масла	3,3	33	–	1440
Система откачки утечек
12 НА-94	Откачка из емкости сбора утечек			70	2880
ЦНС-60-330	Откачка из емкостей сброса ударной волны и закачка в технологический трубопровод	60	330	70	2880
Система водоснабжения
ЭЦВ 6-6,3-85	Подача воды из артезианской скважины	6,3	85	65	2880
Система отопления
К 90/55	Циркуляция воды в системе	90	55	70	2880
К 20/30	Подпитка	20	30	75	2880

      Основные технические характеристики вентиляторов систем вентиляции общего укрытия магистральных насосных агрегатов и блок-боксов регуляторов давления и гашения ударной волны приведены в таблице 1.2.

     

Таблица 1.2 – Технические характеристики вентиляторов

Наименование	Назначение	Подача Q, тыс. м3/ч	Давление, Р, Па	КПДmax, %	Мощность, N, кВт	Частота, об/мин
В-Ц4-70-8	Приточно-вытяжная вентиляция насосного зала, подпорная вентиляция электрозала
В-Ц4-70-3,2	Подпорная вентиляция системы беспромвала	2,7	1160	80	2,2	2850
В-Ц4-70-3,2	Вытяжная вентиляция блок-боксов регуляторов давления и гашения ударной волны	1,5	320	75,5	0,37	1380
В-06-300-4	Охлаждение масла в системе маслоснабжения	2,5	74	66	0,12	1374

2.2. Насосный зал

Общее укрытие магистральных насосных агрегатов  НПС «Терновка»  предназначена для размещения основного технологического оборудования  и создания надлежащих условий для его нормальной работы при длительной эксплуатации перекачивающей станции.

Укрытие разделяется воздухонепроницаемой огнестойкой стеной на два отдельных помещения со своими входами и выходами.

В первом помещении, по пожаро и взрывоопасности относящемуся к классу В-1А категории и группе смеси IIТА-3 , установлены четыре основных насоса типа НМ 10000х210 с ротором на производительность 10000 м3/час., блок откачки утечек и кран мостовой ручной   во взрывобезопасном исполнении по ширине проема первого помещения общего укрытия грузоподъемностью 12т.

Во втором помещении с нормальной средой для привода насосов установлены синхронные электродвигатели нормального исполнения типа СТД-8000-2 с тиристорным возбудительным устройством, со встроенными водяными воздухоохладителями и замкнутым циклом вентиляции воздуха, блок централизованной маслосистемы с аккумулирующим баком и кран мостовой ручной в нормальном исполнении по ширине второго помещения общего укрытия грузоподъемностью 25т.

Насосные агрегаты обвязаны трубопрроводами-отводами изогнутой формы, которые соединяют их приемные и напорные патрубки через общий коллектор наружной установки. Трубопроводы отводы уложены в земле и присоединены к насосам сваркой.

Арматура, фитинги, обвязочные трубопроводы и коллектор магистральных насосных агрегатов, начиная от блока фильтров-грязеуловителей и до блока-бокса регуляторов давления включительно, а также насосные агрегаты выбраны на давление РУ=75ат.(7,5 МПа).

В общем укрытии проложены трубопроводные коммуникации вспомогательных систем, а также сооружены площадки для обслуживания оборудования с соответствующими ограждениями и лестницами. При проходе трубопроводов через разделительную стенку использованы специальные герметизирующие сальники.

Магистральные насосные агрегаты и электродвигатели соединены собой бес промежуточного вала и установлены на общем фундаменте с металлическими опорными рамами. Блок откачки утечек и блок очистки и охлаждения масла размещены на специальных металлических рамах на соответствующих отметках пола.

 Трубопроводные коммуникации проложены в земле на опорах. Для обеспечения обслуживания трубопроводных коммуникаций вспомогательных систем во время эксплуатации в местах прокладки трубопроводов предусмотрены съемные плиты покрытия. Все трубопроводные коммуникации  гидравлически испытаны на давление 1,25 РРАБ.

Компоновка оборудования , соотношение отметок и трубопроводная обвязка в основном укрытии и вне его приняты исходя из обеспечения следующих требований, определяемых расчетными параметрами используемых насосов:

•  самотечного отведения утечек от торцовых уплотнений из картера основных насосов в сборник утечек по замкнутой схеме;
•  подачи под напором нефти погружными насосами из сборников утечек и нефтесодержащих стоков в сборник нефти ударной волны;
•  откачки утечек насосами блока откачки утечек из сборника нефти ударной волны во всасывающий трубопровод магистральных насосов;
•  подачи заданного количества масла к подшипникам насосных агрегатов (насосов и электродвигателей) и самотечного отведения его от подшипников в баки централизованной маслосистемы;
•  подачи воды для охлаждения циркулирующего внутри электродвигателей воздуха;
•  подачи воды для охлаждения масла централизованной маслосистемы в маслоохладителей;
•  создание упругой пневмозавесы в отверстии герметизирующей фрамуги при беспромвальном соединении насосов и электродвигателей;
•  недопущение образования неучтенных температурных деформаций и усилий в трубопроводных узлах для обеспечения требований по уменьшению возникающих дополнительных напряжений на патрубках насосов до практически возможных пределов (20-40% )от напряжений в поперечном сечении патрубка насосов от внутреннего давления РУ = 75ат. (7,5 МПа).

2.3. Назначение  насосного агрегата НМ 10000-210

         Насосная станция - наиболее сложное и ответственное звено магистрального нефтепровода, на котором сосредоточен основной объём технологического оборудования нефтепровода.

Эффективная эксплуатация насосных станций – один из важнейших вопросов нефтепроводного транспорта.  Достаточно лишь выделить вопрос об экономии электроэнергии на перекачку. Ведь насосные агрегаты нефтепроводов – это весьма энергоёмкое мощное оборудование , в процессе работы которого затрачиваются миллиарды киловатт-часов электроэнергии.

Одним из главных элементов насосной станции являются насосные агрегаты, которые передают энергию перекачиваемой жидкости , благодаря чему осуществляют её движение по трубопроводу .

Насосным агрегатом называется агрегат, состоящий из насоса и приводящего его в движение двигателя , соединённых между собой .

На насосных станциях магистральных нефтепроводов применяются синхронные и асинхронные электродвигатели.

В связи с этим одна из главных задач эксплуатации насосного оборудования нефтепроводов – получение максимального к.п.д. насосов в любой момент времени.

Агрегат нефтяной электронасосный центробежный магистральный типа «НМ» на подачи 10000 м3/ч предназначен для транспортирования по магистральным трубопроводам нефти с температурой до 80*С, кинематической вязкостью не более 3см2/с, с содержанием механических примесей по объёму не более 0,05% и размером не более 0,2мм .

Насос – это устройство, в котором внешняя механическая энергия преобразуется в энергию перекачиваемой жидкости, в результате чего осуществляется её напорное перемещение. Насосы изготовлены по 1 группе надёжности ГОСТ6134-71 в климатическом исполнении УХЛ, категории размещения 4 ГОСТ15150-69 .

Таблица 1.3.- Технические характеристики насоса  НМ10000 - 210

Наименование    показателей .                              Насоса	НМ10000 - 210
Подача , м3/ч	10000
Напор , м	210
Допускаемый кавитационный запас , м	65
Частота вращения , об/мин	3000
Предельное давление , кгс/см2	75
Мощность (=860кгс/см2) , кВт	5550 или 7900
К . П . Д. (на воде) ,%	89
Утечка через одно концевое уплотнение ,л/ч	0,3

Давление в камере уплотнения ,кгс/см2	55
Габаритные размеры       (длинна х ширина х высота) , мм	2505х2600х2125
Уровень звука на опорном радиусе 3м ,                 дБА , не более	100
Двигатель	CТД
Напряжение , В	10000
Мощность , кВт	6300 ;8 000
Частота вращения , об/мин	3000
Род тока	переменный
Масса  в сборе, кг	26000 ; 27530

1.  Устройство и принцип работы насосного агрегата НМ 10000 –210               

       Принцип действия насоса заключается в преобразовании механической энергии в гидравлическую за счёт взаимодействия жидкости с рабочими органами.

Насос НМ 10000-210 – центробежный горизонтальный с двухсторонним подводом жидкости к рабочему колесу  и двухзавитковым спиральным отводом жидкости от рабочего колеса. Этот насос разработан специально для нефтяной промышленности и предназначен для транспортировки нефти и нефтепродуктов с температурой 268 – 353 К, кинематической вязкостью до 3х10- 4 м2/с , содержанием механических примесей до 0,06% по объёму с размером частиц  до 0,2 мм.

Входной и напорный патрубки насоса , направленные в противоположные стороны от оси насоса , расположены в нижней части корпуса , что обеспечивает удобный доступ к ротору и внутренним деталям насоса без отсоединения патрубков от технологических трубопроводов . Входной и напорный патрубки присоединяются к технологическим трубопроводам сваркой .

Базовой деталью насоса является корпус с горизонтальной плоскостью разъёма и лапами, расположенными в нижней части .

        2.5.  Корпус насоса

        Конструкция корпуса насоса зависит от трёх основных факторов:

давления, температуры и свойств перекачиваемой жидкости. Для нефтяных насосов наибольшее распространение получили корпуса с осевым разъёмом.

Большая часть современных магистральных насосов имеет корпус в виде спирали вокруг колеса , так называемый спиральный корпус .

Корпус спирального типа выполняется разъёмным по горизонтальной плоскости и состоит из двух половин: верхней (крышки корпуса) и нижней.

Такая конструкция позволяет легко и быстро разбирать насо , для чего достаточно снять верхнюю половину корпуса и поднять ротор , предварительно освободив его от подшипников , внутренние отверстия корпуса и отверстий под концевые уплотнения растачивают в собранном корпусе .

Наличие горизонтального разъёма позволяет производить разборку насоса без отсоединения трубопроводов.

в верхней части корпуса насоса имеется отверстие для выпуска воздуха при заполнении насоса перекачиваемой жидкостью, а в нижней – отверстие для слива при разборке насоса.

Корпуса современных насосов представляют собой стальные отливки сложной формы, в которых выполнены подводящие полости – подводы , отводы и переводные каналы .Корпус насоса выполнен из стали 25Л-|| или 20Л-|| . В нижней части корпуса расположены входной и напорный патрубки и опорные лапы .

 Отливка корпусных деталей должна обеспечивать высокую точность геометрических размеров и чистоту поверхностей проточной части . Вся внутренняя полость корпуса насоса при работе заполнена перекачиваемой жидкостью и находится под давлением , поэтому механическая прочность корпуса проверяется гидравлическими испытаниями .

Корпуса современных магистральных насосов типа НМ рассчитаны на предельное рабочее давление 7,5 МПа.

Крышка корпуса крепится к нижней части шпильками , обеспечивающими контактное уплотняющее усилие по плоскости разъёма , которая уплотняется прокладкой толщиной 0,5 – 1 мм.

 Для транспортировки насоса в крышке имеются специальные проушины в ребрах жёсткости или бобышки для  рым – болтов.

2.6. Ротор насоса

         Ротор насоса – отдельная сборочная единица , определяющая динамическую устойчивость работы насоса , его надёжность , долговечность и экономичность Ротор насоса состоит из вала с насаженными на него рабочим колесом, защитными втулками , дистанционными кольцами и крепёжными деталями .

Вал предназначен для передачи момента вращения от электродвигателя к рабочему колесу, неподвижно закреплённому на валу при помощи шпонок и установочных гаек. Правильная установка ротора в корпус в осевом направлении достигается подгонкой толщины дистанционного кольца . Ротор насоса центруется перемещением корпусов подшипников с помощью регулировочных валков , после чего корпуса подшипников штифтуются .

 Опорами ротора являются подшипники скольжения с принудительной смазкой. Количество масла , подводимого к подшипникам регулируется с помощью дроссельных шайб , установленным на подводе масла к подшипникам . В случае аварийного отключения электроэнергии масло подаётся к шейкам вала смазочными кольцами .

Для восприятия остаточных  неуравновешенных сил служит радиально-упорный сдвоенный шарикоподшипник с принудительной смазкой . Концевые уплотнения ротора механические , рассчитаны на рабочее давление 4,9 МПа .

Конструкция торцевого уплотнения допускает разборку и сборку насоса без демонтажа крышки насоса и корпусов подшипников . Герметизация торцовых уплотнений обеспечивается плотным прилеганием неподвижного кольца к вращающемуся кольцу за счёт гидростатического давления жидкости .

Максимальный диаметр вала насоса выбирается в месте посадки рабочего колеса , а к концам диаметр вала ступенчато уменьшается . Посадочные размеры вала обрабатываются по второму классу точности .

Валы нефтяных насосов изготовляют из сталей 40Х(ГОСТ 4543-71) и 30Х1(ГОСТ5632-72) .

Основной элемент ротора и насоса -  рабочее колесо , в котором механическая энергия , получаемая от электродвигателя , преобразуется в гидравлическую энергию перекачиваемой жидкости .

На насосах НМ 10000-210 применяется рабочее колесо с двухсторонним входом которое выполняется цельнолитым и представляет собой как бы два колеса с односторонним входом , сложенные основными дисками . Это колесо имеет один основной и два передних диска .Основное достоинство таких рабочих колёс - их хорошая осевая уравновешенность .

Вращение от ротора электродвигателя к насосу передаётся с помощью зубчатой муфты с проставкой между внешними обоймами . При снятии проставки демонтаж зубчатой муфты и торцовых уплотнений обеспечивается без снятия крышки корпуса и электродвигателя .

Если в качестве привода используется двигатель в обычном исполнении , насос и двигатель устанавливаются в изолированных друг от друга помещениях . Помещения изолируются с помощью воздушной завесы , образующейся в щелевом зазоре между зубчатой втулкой электродвигателя и воздушной камерой при подаче в камеру сжатого воздуха . Минимальный перепад давления между воздушной камерой и помещением насосной 0,03 м.

Чтобы повысить экономичность работы насосов , в период поэтапного освоения нефтепроводов предусматривается применение сменных роторов с рабочими колёсами на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной . Для расширения области применения насоса НМ 10000-210 до подачи 12000 м3/ч в нём предусмотрено применение сменного ротора на подачу 1,25 от номинальной .

Таблица 1.4-Обозначение типоразмеров роторов

Подачи, % от номинальной.
50	70	125
Частичные подачи, м3/ч .
5000	7000	12500

Насос и электродвигатель могут быть установлены на отдельных фундаментных рамах или на общей плите . Конструкцией насосов предусмотрены места для установки приборов дистанционного контроля температуры подшипников , утечек жидкости через концевые уплотнения ротора , температуры перекачиваемой жидкости , давления на входе и выходе насоса .

          2.7. Монтаж, подготовка к пуску и опробование насосного агрегата

                 НМ 10000 – 210

              Надёжная работа насосных агрегатов во время эксплуатации во многом зависит от того , как проведены их первоначальный монтаж , наладка и предпусковые испытания .

Перед началом монтажных работ необходимо ознакомиться со схемами,  чертежами и инструкциями по монтажу устанавливаемого оборудования, подготовить необходимый комплект слесарно-монтажного и контрольно-измерительного инструмента .

Место установки насоса должно иметь свободный доступ для его осмотра и ухода за ним во время эксплуатации, а также для сборки и разборки. Фундамент насоса должен быть прочным и устойчивым, чтобы насосный агрегат не вибрировал. Затем производится ревизия насоса. С поверхностей и деталей насоса удаляется консервация и заменяется на тонкий слой жидкого масла . Снимают крышку насоса , вскрывают подшипники и тщательно очищают и промывают в керосине торцовые уплотнения, уплотнения рабочих колёс и вкладышей подшипников.

Проверяют зазоры по вкладышам подшипников, осевое и радиальное расположение ротора насоса. После проведения подготовительных работ производят подгонку шпонок к пазам вала электродвигателя и втулке зубчатой муфты . Предварительно нагретая в кипящей масляной ванне втулка зубчатой муфты напрессовывается на вал электродвигателя , затем надевают втулку зубчатой муфты на вал насоса и закрепляют гайкой .

Насос и электродвигатель устанавливают на фундаменте по высоте и по осям в плане таким образом , чтобы обеспечивалось расстояние между фундаментом и нижними плоскостями фундаментных рам не менее 65 мм для последующей возможной подливки бетонов .

 Расстояние между торцами валов измеряется  при среднем положении ротора электродвигателя. Насос выверяется по уровню с точностью 0,1мм на 1000мм по оси агрегата и 0,2мм на 1000мм по оси патрубков насоса . Базой для уровня служат шейки вала насоса по оси агрегата и плоскость разъёма корпуса насоса в местах присоединения подшипников по оси патрубков .

Предварительную центровку электродвигателя с насосом с точностью до 0,03мм осуществляют с помощью специального приспособления и набора металлических прокладок .

Фундаментные шпильки предварительно отцентрованного агрегата затягивают с моментом сил 9Дж . Фундаментные рамы заливают бетоном и после его затвердевания шпильки окончательно затягивают с моментом сил 12Дж .Если насос отклонился от горизонтали , под его лапы подкладывают металлические подкладки и окончательно центруют агрегат .

К входному и напорному патрубкам установленного на фундаменте насосного агрегата приваривают технологический трубопровод.

Во избежании возникновения воздушных мешков во входном трубопроводе насос рекомендуется устанавливать с максимально коротким входным трубопроводом , который должен иметь небольшой уклон от насоса .

После сварки проверяют качество сварных швов и испытывают насос совместно с трубопроводом в течении 1часа при снятых торцевых уплотнениях давлением 9МПа , а в сборе с ротором и торцевыми уплотнениями типа ТМ- давлением до 8МПа .

После присоединения к насосу вспомогательных трубопроводов разгрузки, слива утечек ,подвода и отвода масла проверяют центровку агрегата

          Если электродвигатель невзрывобезопасного исполнения , на его зубчатую втулку устанавливают воздушную камеру , а кольцо приваривают к фрамуге .

При установке воздушной камеры необходимо тщательно выдержать зазор между воздушной камерой и зубчатой втулкой электродвигателя и убедиться  достаточен ли зазор между воздушной камерой и торцовой крышкой зубчатой муфты при смещённом в сторону возбудителя роторе электродвигателя .

После установки насосного агрегата и обвязки его с технологическими и вспомогательными трубопроводами насосной станции производят его наладку и пусковые испытания. Пуск насосного агрегата возможен лишь при наличии качественной смазки трущихся пар .

Маслосистему продувают сжатым воздухом, промывают 15%-ным раствором ортофосфорной кислоты до исчезновения ржавчины в трубопроводах , а затем – 2%-ным раствором кальционированной соды . На подводе масла к подшипникам устанавливают фильтрующие сетки с ячейкой не более 0,16мм и масло прокачивают по системе не менее 6 ч , при этом периодически очищают фильтрую сетки .

После прокачки загрязнённое масло сливают из системы , маслобак , фильтры , подшипники и другие элементы очищают и в систему  заливают чистое масло .

Отрегулировав дроссельными шайбами количество масла поступающего к подшипникам , производят пробный пуск электродвигателя на холостом ходу.  Убедившись в правильном направлении вращения ротора , отсутствии стуков  вибрации , подготавливают пуск насоса , для чего рукой проворачивают ротор насоса , подключают его к электродвигателю , заполняют насос нефтью и проверяют работу агрегатных задвижек и подачу воздуха в воздушную камеру.

Перед пуском насосного агрегата открывают входную задвижку , приоткрывают на 10% задвижку на напорном трубопроводе и производят пуск агрегата . Пуск агрегата возможен и на закрытую напорную задвижку , но при этом агрегат должен работать не более 2 мин .

Обкатка насосного агрегата производится при номинальном режиме не менее двух часов . Во время обкатки необходимо следить за температурой подшипников и вибрацией агрегата , за работой маслосистемы , герметичностью узлов и коммуникаций согласно инструкции завода-изготовителя .

После отключения электродвигателя измеряют время выбега агрегата , которое должно быть не менее 1 мин . Качественное проведение монтажных и наладочных работ на оборудовании в значительной степени способствует его дальнейшей  надёжной работе .

 

1.  Общая характеристика системы маслоснабжения магистральных насосных агрегатов.

           Надежность работы основных насосных агрегатов, обеспечение пожарной безопасности во многом зависят от работы оборудования вспомогательных устройств, в частности, системы смазки.

Опыт эксплуатации показывает, что определяющими продолжительность бесперебойной работы магистрального насосного агрегата (МНА), являются узлы концевых уплотнений и подшипников. Поэтому обеспечению их смазкой и уходу уделяют особое внимание.

Опорами ротора электродвигателя СТД-8000 и СТД-6300 и роторов насосов НМ-10000-210 служат подшипники скольжения с циркуляционной принудительной смазкой под давлением. Для смазки опор в подшипниках скольжения применяется масло турбинное 22П (турбинное Л с присадкой ВТИ-1 по ГОСТ 32-74), в качестве заменителей допускается применение масла турбинного 30 (турбинное – УТ). Маслоустановка комплектуется одна на четыре маслонасосных агрегата и предназначена для обеспечения смазкой подшипников насоса и электродвигателя. Система маслоснабжения магистральных насосных агрегатов обеспечивает выполнение следующих функций:

-функция смазки – смазка трущихся поверхностей подшипников насосов и электродвигателей;

-функция охлаждения – отвод тепла от подшипников насосов и электродвигателей;

-функция промывки – вымывает от трущихся поверхностей инородные частицы и включения.

Система смазки насосных агрегатов с магистральными насосами НМ-10000-210 предусматривает наличие двух рабочих насосов НШ с индивидуальным электроприводом и двух маслобаков. В состав системы смазки также входят два параллельно включенных два маслофильтра, емкость статического давления масла, маслопровода с запорной арматурой, воздушные маслоохладители АВО для охлаждения масла в летнее время, а также емкость хранения чистого масла, емкость хранения отработанного масла и маслонасос НШ для освобождения и заполнения маслосистемы маслом).

В качестве рабочих насосов в системе смазки применяют насосы Р3 – горизонтальные, самовсасывающие /   /. У насоса Р3-30н две сцепленные между собой шестерни с шевронным зубом посажены на валы на шпонках, а опорами роторов являются шарикоподшипники. Шестерни помещены в плотно охватывающий их корпус, имеющий входной и напорный патрубок с фланцами. Смазка подшипников и трущихся деталей насоса осуществляется перекачиваемым маслом. Насосы Р3-30н снабжены предохранительно перепускным клапаном. У насосов Р3-4,5а две шестерни со спиральным зубом выполнены как одно целое с валиками. Опорами роторов насоса служат подшипники скольжения. Шестеренчатые насосы поставляются комплектно с электродвигателями на чугунной плите или сварной раме. В качестве электропривода используются короткозамкнутые асинхронные электродвигатели во взрывобезопасном исполнении.

Масляный бак – это емкость стальной сварной конструкции /   /. На баке смонтированы: маслоуказатель, воздушник с сеткой, фланцы для присоединения трубопроводов, щуп для определения уровня масла. Емкость любого масляного бака должна быть достаточной для слива всего масла из маслосистемы.

Маслофильтры состоят из двух одинаковых фильтрующих патронов, которые включены в маслосистему параллельно. Степень засоренности фильтров можно контролировать манометрами, установленными до и после фильтров.

Бак статического давления масла стальной объемом 200 л установлен на высоте 6 м. С помощью этого бака обеспечивается надежная подача масла к узлам трения работающих насосных агрегатов в случае кратковременного исчезновения напряжения.

В качестве маслоохладителей используются аппараты воздушного охлаждения масла АВО. Воздух в маслоохладители подается четырьмя осевыми вентиляторами. Обдувая трубный пучок, воздух охлаждает двигающееся по трубкам масло. Температура охлаждения масла контролируется и регулируется терморегулятором. Два маслоохладителя включаются в работу параллельно. Причем, на каждом маслоохладителе установлено по два вентилятора. По одному вентилятору на маслоохладителях включается автоматически при повышении температуры масла сигналом с терморегулятора. В случае дальнейшего повышения температуры вторая пара вентиляторов включается вручную.

Трассировка маслопроводов выполнена таким образом, чтобы их длина была минимальна, чтобы было минимальное число поворотов, и отсутствовали участки, способствующие образованию воздушных пробок.

      2.9.  Электроснабжение

      НПС  «Терновка» относится ко II категории по электроснабжению. Электроснабжение НПС «Терновка»  осуществляется от подстанции 110/10 кВ, которая непосредственно примыкает к территории промплощадки. Подстанция 110/10 кВ «Терновка»  получает электроэнергию по двум цепям линии электропередач ЛЭП-110 кВ длиной 27,1 км от подстанции «Подлесное» АО «Саратоввэнерго». На подстанции «Терновка»  напряжение понижается до 10 кВ двумя силовыми трансформаторами мощностью по 25 МВА и подается на четыре секции шин в ЗРУ-10 кВ.

Основными потребителями электроэнергии на НПС являются электродвигатели магистральных насосных агрегатов СТД-8000 и СТД-6300, силовое электрооборудование вспомогательных систем, электродвигатели технологических задвижек и электрическое освещение. Электродвигатели магистральных насосных агрегатов СТД-8000 и СТД-6300 запитаны каждый непосредственно от своей секции шин 10 кВ. включаются в работу двигатели СТД маслянными выключателями ВМПЭ-10. Из опыта эксплуатации установлено, что при проектировании электроснабжения НПС были допущены ошибки, так как мощности силового трансформатора 25 МВА не хватает для пуска в работу основног агрегата. Во время пуска происходит глубокая посадка напряжения и электродвигатель СТД отключается защитой от максимального напряжения. Поэтому перед пуском в работу основного агрегата приходится секционировать секции шин 10 кВ с помощью секционных масляных выключателей СМВ-10, включая силовые трансформаторы 25 МВА на параллельную работу. После запуска СМВ-10 отключают и магистральный насосный агрегат продолжает работать от одного трансформатора 25 МВА. В этой ситуации невозможно осуществление режима автоматического самозапуска при отключении электродвигателя СТД.

Оставшееся электрооборудование запитывается от двух комплектных трансформаторных подстанций КТП 2х630 и КТП 2х400. В КТП 2х630 смонтировано два понижающих силовых трансформатора 10/0,4 кВ мощностью по 400 кВА. Все шесть силовых трансформатора постоянно включены в работу. С целью экономии электроэнергии во время длительных остановок, когда перекачка на НПС не осуществляется, вся нагрузка переводится на один трансформатор соответственно, второй – отключается.

В случае исчезновения напряжения питание электрооборудования осуществляется от резервной дизельной электростанции ДЭС-630 мощностью 630 кВт, напряжением 380 В. Мощности электростанции достаточно для работы системы автоматического пожаротушения, освещения и закрытия технологических задвижек.

     2.10. Теплоснабжение

     Источником теплоснабжения на НПС «Терновка»  является котельная на два котла НР-18 с общей теплопроизводительностью 1,76 МВт. В качестве топлива используется перекачиваемая нефть. Нефть в топливные емкости поступает после реконструкции непосредственно из технологического трубопровода. Первоначально топливные емкости котельной заполнялись с помощью наружного насоса 12НА-9х4 из емкости сбора утечек. Но опыт эксплуатации показал, что при этом вместе с нефтью в топливные емкости попадает некоторое количество воды, из-за которой часто происходил срыв пламени горелочного устройства и нарушался режим работы котлов. После реконструкции системы заправки топливных емкостей этот выброс был решен.

Из топливных емкостей нефть самотеком по трубопроводам через фильтр отстойник поступает к горелочным устройствам АР-90.

Теплоносителем является вода 70-95 0С. циркуляция воды в системе обеспечивается двумя циркуляционными насосами К90/55. Давление в системе поддерживается двумя подпиточными насосами К20/30. При этом один насос находится в работе, другой – в резерве. Подпитка осуществляется из подпиточного бака объемом 5 м3. В качестве насосной воды используется вода из хозяйственно-питьевого водопровода. Для приведения воды в соответствие с нормами используется водоподготовительная установка ВПУ-1К, где происходит обезжелезывание и умягчение подпиточной воды Nа – катионированием. В ВПУ-1К один фильтр с сульфоуглем служит для обезуглераживания, а второй с катионитом КУ-2 для умягчения воды. После ВПУ-1К подготовленная вода поступает в подпиточный бак.

Котельная на НПС автоматизирована. Автоматически прекращается подача топлива к горелочным устройствам в следующих случаях:

•  срыв пламени;
•  максимальная температура воды за котлом – 95 0С;
•  минимальное давление воды – 0,12 МПа;
•  пожар в котельной, в этом случае дополнительно закрывается пожарная электроприводная задвижка на топливопроводе..

Кроме того, автоматически включается резервный насос, если при работе основного насоса давление в линии нагнетания упало менее 0,2 Мпа для циркуляционного и 0,15 Мпа для подпиточного насосов. При повышении давления за котлом более 0,4 Мпа, срабатываеть предохранительный клапан и излишки воды сбрасываются в подпиточный бак. Вся информация о работе котельной выводится на стойку управления в операторную. За режимом работы в котельной следит оператор НПС. В настоящее время решается вопрос о полной замене оборудования котельной, так как оно физически и морально устарело и не отвечает современным требованиям.

Потребителями тепла на НПС являются производственное и административно-бытовое помещения, емкости пожарного запаса воды. В качестве нагревательных приборов для хозяйственных и административно-бытовых помещений используются регистры из гладких труб. Для отопления общего укрытия насосных агрегатов используются приточная и подпорная вентиляция.

Для подачи тепла потребителям используются распределительные тепловые сети. Тепловые сети двухтрубные циркуляционные, проложены подземно на низких опорах, при переходах через автодороги – на высоких опорах, а также подземно в непроходных каналах. Трубопроводы выполнены из стальных труб диаметром 25-100 мм. Для компенсации тепловых удлинений трубопроводов применены П-образные компенсаторы. Тепловая изоляция выполнена съемной из сборных элементов.

        2.11. Водоснабжение и канализация

        Водоснабжение НПС «Терновка»  осуществляется от трех операционных скважин (одна из них резервная) глубиной 80 м, расположенных в 20-50 м от площадки НПС. Вода от артезианской скважины погружным насосом ЭЦВ6-6,3-85 по трубопроводу из стальных труб диаметром 100 мм подается в блок-бокс хозяйственного водоснабжения, в котором происходит распределение воды – либо в водонапорную башню, либо в емкости противопожарного запаса воды. Для учета расхода воды в блок-боксе установлен счетчик. Для очистки и обеззараживания воды там же смонтирована станция тонкой очистки СТОВ-10 и бактерицидная установка УБК-1М. После очистки и обеззараживания качество воды соответствует требованиям ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая. Технические требования и контроль за качеством».

Вода в водонапорную башню подается автоматически. При падении давления в подпорном трубопроводе на выходе из башни менее 0,1 МПа автоматически включается насос в артезианской скважине. При увеличении давления до 0,13 МПа насос отключается. Высота водонапорной башни 14 м, объем 5 м3. При необходимости пополнения емкостей противопожарного запаса воды, в блок-боксе хозяйственного водоснабжения производится переключение задвижек на трубопроводах и погружной насос артезианской скважины включается в ручном режиме. После наполнения емкостей до переливных трубок насос отключают и собирают исходную схему.

Из водонапорной башни вода поступает в водопроводную сеть промплощадки НПС. Водонапорные сети промплощадки выполнены из стальных труб диаметром 50 мм и проложена на глубине 2,2-3,5 м. Перед каждым объектом водопотребления находится водяной колодец, в котором расположена задвижка и сливной кран, что дает возможность производить ремонтные работы не выводя в ремонт всю систему.

В случае выхода из строя погружного насоса ЭЦВ6-6,3-8,5 или самой артезианской скважины, НПС имеет источник резервного водоснабжения.

Под канализацией понимают комплекс сетей и сооружений, предназначенных для приема и отвода загрязненных сточных вод, а также для очистки или обезвреживания перед утилизацией или сбросом в водоемы или на рельеф. Так как НПС «Терновка»  является промежуточной станцией и на ней отсутствует резервуарный парк, то на НПС присутствуют два вида канализации:

-промышленная;

-бытовая.

Промышленной канализацией оборудован насосный зал общего укрытия магистральных насосных агрегатов. Она предназначена для отвода нефти во время аварии при заполнении насосного зала или загрязненных стоков от мытья полов через гидравлический затвор в емкость сбора утечек. Гидравлический затвор расположен снаружи насосного зала и предназначен для предотвращения попадания паров нефти по канализационному трубопроводу в помещение насосного зала. Нефть и загрязненные воды из емкости сбора утечек погружными насосами 12НА-9х4 откачиваются в емкость сброса ударной волны, а оттуда насосами ЦНС-60-330 закачиваются в технологический трубопровод.

Бытовой канализацией оборудован гостинно-административный комплекс. Источниками сброса сточных вод являются два санузла и столовая. Бытовые стоки через гидравлические затворы по канализационной сети, выполненной из труб керамических канализационных диаметром 150 мм, поступают в установку биологической очистки сточных вод «Водолей-3» производительностью 3 м3/ч. после этого очищенные сточные воды сбрасываются на рельеф. Установка «Водолей-3» была смонтирована и пущена в работу в октябре 2000 года. За прошедшее время она зарекомендовала себя очень хорошо. Степень очистки соответствует требованиям «Правил охраны поверхностных вод от загрязнений водоемов». Установка «Водолей-3» состоит из трех отделов.

1.  Первичный отстойник. Здесь происходит первичное отстаивание и выпадение в осадок взвешенных частиц.
2.  Отдел анаэробного сбраживания. Здесь происходит биологическая очистка сточных вод.
3.  Дополнительный отстойник. Здесь происходит окончательное отстаивание и очистка сточных вод.

     2.12. Пожаротушение

     НПС «Терновка»  оборудована автоматической системой пожаротушения (АСПТ). Система пожаротушения НПС состоит из пожарной насосной, в которой находятся два насоса 4К-6а, пеносмеситель ПС-3, бак с пенообразователем ПО-1 объемом 2 м3, трубопроводная обвязка, с запорной арматурой, двух емкостей хранения противопожарного запаса воды, сети пожарных трубопроводов, пожарных колодцев, в которых находятся пожарные гидранты, электроприводные пожарные задвижки, дренажные вентили для слива воды из трубопроводов, пеногенераторов из ГВП-600. АСПТ оборудованы насосный зал, маслоприямок в электрозале, блок-бокс регуляторов давления, блок-бокс гашения ударной волны. В насосном зале установлено три пеногенератора, в остальных объектах – по одному.

АСПТ работает следующим образом: при поступлении сигнала от пожарных извещателей, установленных соответственно в насосном зале, электрозале, блок-боксе регулятора давления или блок-боксе гашения ударной волны происходит автоматическое отключение основного оборудования, остановка вспомогательных систем, отключение технологических трубопроводов от магистрального трубопровода, включается пожарная сирена. Одновременно включается пожарный насос, находящийся в основном режиме, закрывается электроприводной вентиль в атмосферу, что обеспечивает подачу пенообразователя, открываются электроприводные задвижки на напорном трубопроводе и перед объектом, в котором сработал пожарный извещатель. На каждый объект, оборудованный АСПТ идет индивидуальный пожарный трубопровод. В случае, если автоматика не сработала, систему пожаротушения можно запустить из операторной или по месту от каждого оборудования. все электроприводные задвижки и вентиль в атмосферу имеют механический ручной привод имеют механический ручной привод. Пожарные насосы оборудованы системой автоматического включения резерва (АВР).

Кроме того, пожарными извещателями оборудованы блок-бокс резервной дизельной электростанции ДЭС-630 и котельная. Ююю этих объектов расположены пожарные колодцы с пожарными гидрантами. В случае возникновения пожара на этих объектах, систему пожаротушения запускают в ручном режиме.

Система пожаротушения устроена таким образом, что по любой из ветвей сети трубопроводов можно подать как раствор пенообразователя, так и воду, т.е. тушение пожара может осуществляться как пеной, так и водой.

Сети пожарного трубопровода выполнены из стальных труб диаметром 100 мм. Глубина заложения их составляет 2,2-2,6 м, что предотвращает их замерзание в зимнее время.

    3.Техническое обслуживание, диагностика и ремонт насоса

                                               НМ 10000 – 210

          Своевременное и качественное техническое обслуживание и ремонт оборудования производится для поддержания и восстановления его исправности и работоспособности.

Объемы и сроки проведения ремонтов определяются положениями о техническом обслуживании и ремонте, инструкциями заводов-изготовителей.

Техническое обслуживание и ремонт оборудования НПС осуществляется в соответствии с действующими положениями о планово-предупредительном ремонте (ППР).

Перед сдачей в ремонт оборудование с соответствующими технологическими коммуникациями должно быть очищено от пыли, масла, грязи. Подходы к оборудованию, а также рабочее место для ремонта или демонтажа должны быть освобождены от посторонних предметов и подготовлены для укладки деталей и узлов оборудования.

При передаче демонтированного оборудования в ремонт на ЦБПО оно должно быть очищено от грязи нефти и парафина, при необходимости выполнена его пропарка. К оборудованию прилагается дефектный акт, подписанный главным инженером НПС, согласованный с руководителем соответствующей службы РНУ, паспорт и руководство по эксплуатации.

При выводе оборудования в ремонт паспорт (формуляр на соответствующее оборудование), акт сдачи оборудования в ремонт с результатами диагностического контроля в случае перехода к системе ТОР по фактическому техническому состоянию передается исполнителю ремонта – представителю ЦБПО (РМЗ) или участка  ремонта и наладки БПО РНУ.

При выводе в ремонт оборудования ответственным за подготовку  из числа ИТР выполняется комплекс мероприятий на основании наряда-допуска по отключению оборудования от технологии, сбросу давления и освобождению от нефти, снятия напряжения с электроприводов задвижек и электродвигателя. После выполнения подготовительных мероприятий оборудование передается исполнителю ремонта.

Вышедшее из ремонта оборудование НПС (без демонтажа) считается принятым в   эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения испытаний в рабочем режиме:  - после текущего ремонта – в течение 8 часов;

•  после среднего и капитального ремонта – 72 часа.

Результаты ремонта отражаются в формуляре ( протоколе наладки оборудования), который заполняет ответственный из числа ИТР службы, проводящей ремонт. Протокол хранится совместно с паспортом на оборудование у начальника службы НПС.

При передаче отремонтированного  силами ЦБПО оборудования на

НПС, прилагается паспорт с заполненными результатами ремонта, входного и выходного контроля, гарантийным сроком эксплуатации. Паспорт заполняется работником службы ОТК ЦБПО , хранится у начальника службы НПС , эксплуатирующей  оборудование. Оборудование считается принятым после наработки 72 часов.

Ответственность за подготовку оборудования к передаче в ремонт возлагается на инженеров служб НПС.

Главный инженер НПС и ИТР, ответственный за эксплуатацию оборудования осуществляет контроль качества ремонта с применением методов и средств диагностики, а также контроль своевременного и правильного заполнения соответствующих журналов и формуляров сведениями о выполненных ремонтных операциях.

Приемка оборудования из ремонта осуществляется заместителем начальника НПС (главным инженером НПС) у ответственного исполнителя ремонта. Оперативный персонал вводит оборудование в работу, по окончании

ремонтных работ и закрытия наряда-допуска ответственным за производство ремонтных работ.

Сдача в ремонт и приемка из ремонта оформляется актом и протоколом. В паспорт оборудования, подвергшегося одновременно с ремонтом модернизации, вносятся соответствующие изменения с указанием даты. В этом случае на оборудовании ниже заводского табличного маркера дополнительно устанавливается табличка с указанием новых параметров названия организации, выполнявшей модернизацию, дата. На ЦБПО (РМЗ) на отремонтированное оборудование составляется паспорт. Прием продукции от ЦБПО (РМЗ) осуществляется при наличии паспорта ремонтируемого оборудования .

 

             3.1. Планирование работ по ТО и ремонту оборудования

Планирование ТО и ремонта основного и вспомогательного оборудования НПС производится по графикам ППР (плановая система ТОР) и фактическому техническому состоянию оборудования по результатам диагностических контролей (система ТОР по фактическому техническому состоянию).

При планировании по системе ТОР должно учитываться следующее: проведение профилактических и восстановительных работ осуществляется через заранее определенные по фактическим показателям надежности, результатам диагностических контролей, оценки работоспособного состояния оборудования интервалы времени (наработки). При этом ТО, Т, С, К выполняются в плановом порядке на основании составленных заранее графиков.

При отклонениях параметров работы оборудования, регистрируемых установленными контрольно-измерительными приборами или полученных в результате проведения  оперативного контроля, оборудование выводится в неплановый ремонт по фактическому состоянию.

Система технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию включает в себя проведение технического обслуживания, диагностических контролей технического состояния, выполнение работ при регламентных остановках и восстановление работоспособного состояния в случае отклонения значений диагностируемых параметров от  установленных в нормативно-технической документации.

При планировании работ по техническому обслуживанию конкретное содержание и объемы работ при каждом виде ТО оборудования НПС определяется соответствующими техническими инструкциями и  РД по видам оборудования.

При планировании объемов ремонтных работ, проводимых при Т, С, К ремонтах для каждого вида оборудования изложены соответствующих  разделах РД.

По степени неисправности оборудования ремонты по техническому состоянию могут выполняться по типовому объему работ текущего, среднего или капитального ремонтов.

        3.2. Организация работ по ТО и ремонту оборудования

            Вывод в ремонт вспомогательного оборудования осуществляется по разрешению руководства РНУ (начальник, главный инженер, заместитель начальника по производству, заместитель начальника ТТО), аттестованных в ОАО, с уведомлением письменно или устно соответствующие службы ОАО и на основании письменного запроса руководства НПС (начальник, зам. начальника).

При получении разрешения оформляется наряд-допуск, согласованный со всеми службами НПС и инженером охраны труда, утверждается руководством НПС. После выполнения подготовительных работ, указанных в наряде-допуске оператор допускает ремонтную бригаду к выполнению восстановительных работ.

По окончании восстановительных работ, ответственный за производство работ из числа ИТР закрывает наряд-допуск. Оператор НПС с дежурным персоналом готовит оборудование к пуску. После опробования под руководством ответственного за производство ремонтных работ при положительном результате, т.е. соответствии оборудования техническим характеристикам, оборудование остается в работе или выводится в резерв . Ответственный за эксплуатацию оборудования заносит результаты ремонта в паспорт оборудования.

  Вывод в ремонт основного оборудования осуществляется в том же порядке. По окончании ремонта, кроме записи результата ремонта в паспорт оборудования, ответственный за производство ремонтно-восстановительных работ заполняет соответствующий формуляр (протокол наладки), в котором отражаются все результаты ремонта, включая вибрационные характеристики. Формуляр (протокол наладки) прилагается к паспорту оборудования.

Работы по ремонту или замене оборудования, связанные с остановкой или выводом из резерва НПС и капитального ремонта РВС выполняются на основании Плана организационно-технических  мероприятий производства ремонтных работ.

Порядок составления, утверждения и согласования Плана мероприятий определен соответствующей Инструкцией ОАО. Ответственный за эксплуатацию оборудования вносит изменения в исполнительную документацию, заносит результаты ремонтных работ в паспорта оборудования.

      3.3. Порядок корректировки планов  по ТО и ремонту оборудования и                                     внесению в них изменений

                Корректировка годового плана ТО и ремонта оборудования НПС в плане изменения срока или очередности может проводится при составлении месячных планов при условии выполнения годового плана в целом. Корректировка месячных планов в рамках утвержденного годового плана может осуществляться в течение года в рабочем порядке.

При наличии резервного и работоспособного оборудования срок его ремонта допускается переносить по согласованию с соответствующими службами. Ответственность за перенос срока ремонта несет старший инженер НПС и начальник соответствующей службы РНУ.

При достижении оборудованием срока регламентной остановки срок ремонта разрешается переносить в пределах месяца по заключению службы ТОР с письменного разрешения главного инженера РНУ, и в случае, если продолжение эксплуатации оборудования не представляет опасности возникновения аварийной ситуации.

      3.4.  Документальное сопровождение

      Основными документами в организации технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию является годовой (с разбивкой по кварталам и месяцам) график периодичности ТО и  плановых ремонтов в случае обслуживания оборудования по системе ППР, а также график плановых диагностических контролей.

Годовые графики составляются на каждый вид оборудования за 2 месяца до окончания текущего календарного года инженерами соответствующих служб НПС совместно с начальниками соответствующих ремонтных участков, подписывается главными специалистами ЦБПО и утверждается главным инженером РНУ.

Исходными данными для составления вышеуказанных графиков являются показатели надежности каждого типа оборудования, информация о предусмотренных  ранее ТО, диагностических контролях, регламентных остановках, наработке и количестве пусков.

Выполнение графиков ППР и графиков плановых диагностических контролей фиксируется в паспортах оборудования начальниками служб эксплуатирующих оборудование.

Работы по ремонту или замене оборудования, связанные с остановкой или выводом из резерва НПС и капитального ремонта РВС выполняются на основании организационно-технических мероприятий производства ремонтных работ, подписанных руководством РНУ (главным инженером, заместителем начальника по ТТО, начальником соответствующего отдела, начальником ОТБ), согласованные с ВПЧ и инспекцией по надзору за магистральными трубопроводами, с отделом ОАО, курирующим производство работ, отделом ТБ, ТТО, главным технологом ОАО и утвержденным главным инженером ОАО или заместителя  генерального директора по производству. Мероприятия представляются на согласование в ОАО не позднее чем за 15 дней до начала работ.

Работы, связанные с остановкой нефтепровода или сокращением поставок нефти согласовываются с ОАО «АК «Транснефть». Корректировки в утвержденные мероприятия вносятся при запросе руководства РНУ и с разрешения ОАО МН. Разрешение на остановку или вывод НПС из резерва выдается радиограммой за подписью руководства ОАО МН (главный инженер, заместитель генерального директора по производству, заместитель генерального директора по ТТО) после получения письменного подтверждения по выполнению подготовительных работ и запроса на проведение ремонтно-восстановительных работ, подписанных ответственным за проведение работ из числа руководства РНУ.

Окончанием работ считается время получения диспетчером ТТО ОАО МН факсограммы за подписью руководителя РНУ о готовности НПС к работе.

        В состав обслуживаемого оборудования входят : магистральный насос с подводящими и отводящими трубопроводами до входной и выходной запорной арматуры ; маслопровод со стороны магистрального насоса до перекрывающей арматуры ; трубопровод утечек нефти от насоса до общего коллектора ; трубопровод опорожнения нефти и выпуска воздуха из насоса до коллектора ;  трубопровод разгрузки от насоса до задвижки ; трубопровод воды к воздухоохладителям ; подшипники скольжения электродвигателя типа СТД ;

воздушная камера беспромвального узла ; агрегатная задвижка ; обратный клапан.

        3.5. Техническое обслуживание и ремонт магистральных насосов

        3.5.1 Общие положения

       Система технического обслуживания и ремонта магистральных, насосов предусматривает выполнение диагностических контролей, всех видов ремонтов выездными ремонтными и диагностическими бригадами БПО или ремонтными бригадами НПС (при предполагаемом малом объеме ремонта).Диагностический контроль осуществляется на работающих и выведенных из эксплуатации насосных агрегатах. Текущий ремонт не требует транспортировки узлов на БПО и осуществляется без вскрытия крышки насосов; средний ремонт предусматривает разборку насоса (без демонтажа с фундамента), при этом ротор заменяется новым или отремонтированным. Демонтированный ротор в сборе доставляется на БПО для дефектоскопии и ремонта. Капитальный ремонт насоса, как правило, выполняется силами БПО. Ремонт фундамента, демонтаж насоса производятся выездной ремонтной бригадой БПО. В случае прекращения производства ремонтных работ, связанных с разборкой насоса, на 8 и более часов (например, на ночь) крышка должна быть установлена на корпус насоса и закреплена. Места установки торцовых уплотнений должны быть заглушены. Перед проведением технического обслуживания или выводом в ремонт на эксплуатируемом насосном агрегате (НА) необходимо замерить  вибрационные параметры согласно проконтролировать величину утечек в уплотнениях, герметичность вспомогательных  трубопроводов, давление и температуру масла, температуру подшипников и другие параметры, характеризующие исправность оборудования. Перед выводом насосного агрегата в ремонт замерить и оценить напор, мощность и КПД насосного агрегата. Результаты контроля представить ремонтной бригаде для целенаправленного выполнения технического обслуживания и ремонта. Магистральные насосные агрегаты, вводимые в эксплуатацию, подлежат обкатке в течение 8 часов после текущего ремонта и 72 часов после среднего и капитального ремонтов. При обкатке контролируются и фиксируются эксплуатационные параметры насосного агрегата, оцениваются их значения по сравнению с измеренными до вывода агрегата в ремонт и составляется заключение о качестве ремонта.

После обкатки определяются базовые характеристики (напорные, энергетические, виброакустические), коэффициент полезного действия, температура подшипников с указанием режима работы (подачи, напора и давления на входе) и сравниваются со значениями, при которых допускается ввод НА в эксплуатацию Новые характеристики определяются на установившихся рабочих режимах нефтепровода или (по возможности) на режимах, близких к номинальной подаче насоса.

        3.5.2 Контроль работоспособности насосных агрегатов

        Контроль работоспособности насосных агрегатов осуществляется при проведении диагностических контролей (оперативного, планового, непланового) по параметрическим и виброакустическим критериям, а также по техническому состоянию отдельных узлов и деталей, оцениваемому при выводе насосов из эксплуатации. По результатам диагностических контролей принимается решение о выводе насосов в ремонт (текущий, средний или капитальный) или их дальнейшей эксплуатации.

    3.5.2.1 Типовой объем работ при оперативном диагностическом  контроле

           Оперативный диагностический контроль основных насосных агрегатов осуществляется оператором каждые два часа визуально по показаниям контрольно-измерительной аппаратуры, установленной в операторной (аппаратура контроля вибрации, температуры, давления, подачи, утечек, силы тока и пр.).

Периодичность, форма и объем регистрируемых параметров должны быть определены нормативными документами с учетом возможной ручной, автоматизированной или смешанной системы регистрации информации.

Оценка вибрации основных магистральных насосов осуществляется по контрольно-сигнальной виброаппаратуре (КСА). Регистрация величины вибрации производится не менее одного раза в смену по каждой контролируемой точке при установившемся режиме. При отсутствии КСА дежурный персонал производит измерения переносными виброметрами.

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

Измерение значений виброскорости осуществляется в вертикальном направлении на каждой подшипниковой опоре. При этом регистрируется соответствующий режим работы насоса - подача и давление на входе.

3.5.2.2 Типовой объем работ при плановом диагностическом контроле

          Периодичность планового диагностического контроля определяется по наработке на отказ наиболее слабого звена согласно п. 3.3.24.

В объем работ планового диагностического контроля входит контроль параметров, предусмотренный таблицей 4.4 с учетом требований п. 4.2.4 и 4.2.5.

Для магистральных насосов через каждые 2000 часов наработки осуществляется оценка КПД и напора без остановки насоса. При величинах КПД и напора соответствующих допустимым значениям согласно п. 4.2.6 насосный агрегат эксплуатируют до наработки равной наработке на отказ слабого звена.

Периодичность оценки КПД и напора для магистральных и подпорных насосов определена в 2000 часов, исходя из необходимости оценки снижения КПД по мере износа элементов щелевого уплотнения рабочего колеса и других факторов (п.1.15.2.6).

При наработке, соответствующей наработке слабого звена, насосного агрегат выводят из эксплуатации для проведения диагностического контроля данного звена и оценки технического состояния других деталей, доступных для осмотра.

Перед остановкой определяют эксплуатационные параметры НА при установившемся режиме перекачки для оценки его работоспособности и определения необходимости какого-либо ремонта.

Во время планового диагностического контроля с выводом из эксплуатации насоса производятся все операции, выполняемые при техническом обслуживании (п. 1.15..4).

3.5.2.3 Неплановый диагностический контроль

           Неплановый диагностический контроль проводится с целью определения неисправности насоса в следующих случаях :

- при резком изменении параметрических характеристик НА, не связанном с изменением режима перекачки;

-если интенсивность вибрации, приведенная к номинальному режиму перекачки, в любой из контролируемых точек превысила 6,0 Мм/с для основных магистральных и подпорных насосов или величину, равную 0,9 от предельно допустимого значения - для вспомогательных насосов (таблица 4.2);

-если интенсивность вибрации превысила базовое значение о 2 раза;

если интенсивность вибрации на лапах корпуса насоса превыcила1,8 мм/с;

-если при установившемся режиме перекачки происходит внезапное изменение вибрации на 2 мм/с от любого предшествующего измеренного уровня виброскорости на подшипниковой опоре;

-если уровень шума насоса изменился на 6 дБА относительно базового значения;

-если температура подшипников изменилась на 10 °С относительно базового значения в определенных климатических условиях (зима, лето).

                             В объем непланового диагностического контроля входят работы планового диагностического контроля, а также, в зависимости от результатов оперативного диагностического контроля и характера отклонений измеряемых величин:

-проверка центровки агрегата;

-осмотр и оценка технического состояния муфты, соединяющей валы насоса и двигателя;

-снятие крышки узла радиально-упорного подшипника и контроль степени затяжки гайки, состояния деталей подшипников, контровочного кольца и их посадки;

-демонтаж и осмотр деталей торцовых уплотнений;

-измерение и анализ спектральных составляющих виброскорость в точках, не предусмотренных плановым диагностическим контролем, с целью определения причин повышенной вибрации (корпус насоса, всасывающий и напорный патрубки, лапы насоса и головки фундаментных болтов и пр.), построение контурных виброхарактеристик.

3.5.2.4 Контроль работоспособности насосов по вибрационным параметрам

           Все магистральные насосные агрегаты должны быть оснащены контрольно-сигнальной виброаппаратурой (КСА) с возможностью контроля текущих параметров вибрации, автоматической предупредительной сигнализацией и автоматическим отключением при предельно допустимом значении вибрации.

До установки контрольно-сигнальных средств контроль и измерение величины вибрации осуществляются портативными (переносными) средствами виброметрии, которые должны быть на каждой НПС

Датчики контрольно-сигнальной виброаппаратуры устанавливаются обязательно на каждой подшипниковой опоре основного для контроля вибрации в вертикальном направлении.

При наличии многоканальной виброаппаратуры рекомендуется дополнительно устанавливать датчики для контроля вибрации в горизонтально-поперечном и осевом направлениях каждого подшипникового узла.

Вертикальная составляющая вибрации измеряется на верхней части крышки подшипника над серединой длины его вкладыша. Горизонтально-поперечная и горизонтально-осевая составляющие вибрации измеряются на уровне оси вала насоса против середин длины опорного вкладыша. Вибрация всех элементов крепления насоса к фундаменту изменяется и контролируется в вертикальном направлении.

Средства контроля вибрации и методы вибродиагностики должны обеспечивать решение следующих задач:

-своевременное обнаружение возникающих дефектов составных частей оборудования и предотвращение его аварийных отказов;

-определение объема ремонтных работ и рациональное их планирование;

-корректировка значений межремонтных интервалов и прогнозирование остаточного ресурса составных частей оборудования по его фактическому техническому состоянию;

-проверка работоспособности оборудования после монтажа, модернизации ремонта, определение оптимальных режимов работы оборудования.

Для проведения диагностических контролей используется виброаппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации (типа ВВМ-337Н), шумомеры с возможностью измерения составных составляющих (ВШВ-003), приборы, позволяющие определять техническое состояние подшипников качения (ИСП-1В) или аналогичные им, но с большими функциональными •возможностями отечественного или зарубежного производства.

3.5.2.5 Оценка работоспособности насосов по виброакустическим параметрам и температуре

           Общая оценка технического состояния по вибрации (производится в соответствии с нормами вибрации насосов (см.таблицу.1.5).

После монтажа нового или отремонтированного насоса, проведения ремонта, замены муфты, установки рабочего колеса ,другого  типоразмера производятся измерения и фиксируются базовыеые значения вибрации, температуры и шума. При этом, если режим работы насосного агрегата лежит в диапазоне подач (0,8-1,2) Q hom. насос допускается к эксплуатации при интенсивности вибрации на подшипниковых узлах не более 4,5 мм/с, на головках фундаментных болтов (лапах корпуса) - не более 1,0 мм/с. В противном случае считается, что насос неисправен или его монтаж выполнен некачественно. Необходимо установить причины повышенной вибрации и устранить их.

При режимах перекачки отличных от номинального и интенсивности вибрации насоса при этом свыше 7,1 до 11,2 мм/с длительность эксплуатации магистральных насосов ограничивается до замены рабочих колес насосов на колеса соответствующей подачи.

Таблица 1.5-Нормы вибрации магистральных насосов

Величина среднего квадратичного значения виброскорости мм/с	Оценка вибросостояния насоса	Оценка длительности эксплуатации
До 2,8	Отлично	Длительная
Свыше 2,8 до 4,5	Хорошо	Длительная
Свыше 4,5 до 7,1 (для нормальных режимов)	Удовлетворительно,необходимо улучшение	Ограниченная
Свыше 4,5 до 7,1 (для режимов отличных от наминального)	Удовлетворительно	Длительная
Свыше 7,1 до 11,2 (для режимов отличных от наминального)	Удовлетворительно,необходимо улучшение	Ограниченная
Свыше 11,2	Недопустимо	Недопустимо

3.5.2.6 Оценка работоспособности насосов по параметрическим критериям

       После монтажа и пуска в эксплуатацию нового насосного агрегата или насосного агрегата после ремонта необходимо для всех насосов определить рабочие параметры, называемые базовыми, и сравнить их с паспортными. При отклонении напора насоса от паспортных значений в сторону уменьшения на 4% и более, а КПД насоса более 3% в зависимости от типоразмера необходимо провести техническое обследование насосного агрегата , запорной арматуры, вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса , некачественного выполнения литья и механической обработки. В случае значительного отличия базовых значений характеристик от паспортных необходимо производить доводку насосного агрегата с последующим повторным определением новой базовой характеристики и сравнением ее с паспортной.

В процессе эксплуатации насосного агрегата его техническое состояние меняется вследствие износа деталей и узлов. Наиболее распространенной и значимой причиной ухудшения характеристик насоса в процессе эксплуатации является износ деталей щелевого уплотнения рабочего колеса.

Причины отличия текущих характеристик насосных агрегатов от базовых те же, что и базовых от заводских паспортных, за исключением причин, связанных с литьем и механической обработкой про точной части насоса.

  Таблица 1.6-Причины деформаций характеристик насосов

Описание деформаций характеристик	Возможные причины
Напор и КПД ниже, мощность без изменения	Грубая, некачественно обработанная поверхность межлопаточных каналов рабочего колеса и корпуса. Увеличенная шероховатость проточной части корпуса насоса. Колесо установлено несимметрично относительно вертикальной оси улитки насоса. Работа насоса в режиме кавитации.
Напор и мощность  ниже, КПД изменения	Уменьшенный наружный диаметр рабочего колеса. Скорость вращения ниже номинальной. Искажение отливки рабочего колеса.

Напор без изменений, мощность выше, КПД ниже	Дефекты подшипниковых узлов и их сборки. Расцентровка насоса и электродвигателя. Прогиб вала. Перезатянуто торцовое уплотнение. Деформация корпуса насоса из-за дополнительных напряжений от всасывающего и напорного патрубков. Повышенные механические потери.
Напорная характеристика более полога, величина максимального КПД смещается в сторону больших подач	Увеличенная площадь спирального отвода.
Напорная характеристика более крутая , величина максимального КПД смещается в сторону меньших подач	Площади спирального отвода уменьшены по сравнению с расчетными.

Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении напора насоса от базовых значений на 5-6% и более для насосов горизонтального исполнения и на 7% - для вертикальных подпорных насосов. Величина возможного снижения КПД относительно базового может уточняться для конкретного типоразмера насоса на основании экономической оценки из условия, что стоимость ремонта, пpи котором обеспечивается восстановление первоначального КПД, будет более затрат, вызванных с перерасходом электроэнергии из-за снижения КПД насоса. Для насосов типа НМ это величина составляет 2-4% в зависимости от типоразмера (НМ 500-300, НМ 710-280 - и 4%; НМ 1250-260 - на 3,5%; НМ 2500-230 - на 3%; НМ 3600-230 НМ 5000-210, НМ 7000-210, НМ 10000-210 и подпорные насосы - на 2%; подпорные вертикальные насосы - на 3,5%).Решение о дальнейшей эксплуатации насосного агрегата или выводе его в ремонт принимается с учетом результатов диагностирования.

Диагностирование состояния насосных агрегатов по париметрическим критериям допускается производить как на основе единых, полученных по каналам телемеханики, так и на основе контрольных измерений с применением образцовых средств измерений давления, подачи, мощности, частоты вращения ротора насоса, плотности и вязкости перекачиваемой нефти.

Измеряемые параметры и средства измерения:

- давление на входе и выходе насосного агрегата измеряется штатными первичными преобразователями давления с точностью  0,6% при использовании системы АСУ ТП или образцовыми манометрами МО класса 0,25 или 0,4;

- подача определяется по узлу учета, по объемам резервуаров с помощью переносных ультразвуковых расходомеров или другими способами;

- мощность, потребляемая насосом, измеряется при помощи штатных первичных преобразователей мощности с точностью 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 или им подобными;

- частота вращения ротора замеряется датчиком частоты вращения с точностью 0,5%;

- плотность и вязкость перекачиваемой нефти определяются по узлам учета или в химлаборатории НПС.

Условия выполнения измерений параметров следующие:

- из расчетов должны быть исключены значения текущих параметровов, измеренные в первые 72 часа после монтажа или ремонта  насоса, т. к. в это время происходит приработка деталей и интенсивный рост зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса;

- при запуске или остановке контролируемого насосного агрегата или соседних с ним агрегатов НПС;

- при переключениях измерительных линий на узлах учета нефти.

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 НА. Колебания контролируемого параметра не должны превышать ± 3% от среднего значения.

Параметры измеряются при бескавитационном режиме работ НА (контролируются при измерении вибрации и по давлению на входе в насос) и отсутствии перетока нефти через обратный клапан. Оценку текущих параметров: подачи, мощности, напора и KПД необходимо производить по среднеарифметическому значению 3-х замеров (не менее).Для построения любой характеристики необходимо обработать не менее 5-ти точек (режимов), чтобы полностью охватить интервал работы данного насосного агрегата.

В объем технического обслуживания входят все работы предусмотренные паспортами и инструкциями по эксплуатации конкретных насосных агрегатов.

       3.6.Типовой объем работ при текущем ремонте

        Для магистральных и подпорных насосов производятся все операции технического обслуживания, а также:

подготовка транспортных средств, подъемных механизмов и приспособлений, инструментов; проверка наличия и состояния запасных частей, мест для укладки узлов и деталей насоса; проверка состояния подшипников, торцовых уплотнений, зубчатой и пластинчатой  муфт; смена смазки зубчатой муфты; измерение радиальных зазоре во вкладышах подшипников, натяга крышек радиально-упорного подшипника и подшипника скольжения; разборка, дефекация и сборка торцовых уплотнений; вновь устанавливаемые торцовые уплотнения должны пройти обкатку и испытание на стенде БПО; проверка герметичности стыков крышки с корпусом основных и горизонтальных подпорных насосов, крышки со стаканом вертикальных подпорных насосов; контроль работоспособности и, при необходимости, ремонт системы обогрева элементов картера вертикальных насосов; проверка центровки и подготовка насосного агрегата к пуску; пуск, измерение и анализ рабочих параметров насосного агрегата под нагрузкой.

   Для насосов вспомогательных систем выполняются в операции ТО, а также: разборка, промывка деталей и узлов, дефектация и замена изношенных деталей, сборка и монтаж отремонтированного насоса; проверка центровки, пуск и проверка рабочих параметров.

       3.7. Типовой объем работ при среднем ремонте

       При среднем ремонте магистральных и подпорных насосов проводятся все операции текущего ремонта, а также: опорожнение от нефти, вскрытие и разборка насоса; очистка, промывка и визуальный осмотр узлов и деталей; проверка состояния надежности крепления и стопорения втулок вала, радиально-упорных подшипников (если вал не меняется); проверка степени износа импеллерных втулок; контроль размеров и технического состояния посадочных и резьбовых поверхностей вала, лопаток и дисков рабочего колеса, при необходимости ремонт или замена; измерение радиальных зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса и, в случае превышения нормативныхых значений, , замена уплотнительного кольца или восстановление размеров элементов щелевого; дефектоскопия вала (если срок ее проведения совпадает с  временем выполнения среднего ремонта) согласно РД 153-39ТН-010-96; замена паронитовых прокладок между крышкой и корпусом насоса..

В зависимости от технического состояния узлов и деталей насоса производятся: замена (или ремонт) ротора; устанавливаемый должен быть динамически отбалансирован; ремонт (восстановление) или замена уплотняющих втулок, колец импеллерных втулок  (или ремонт) подшипников скольжения, пришабровка вкладышей по валу с проверкой прилегания вкладышей к корпусу подшипника; замена шарикоподшипников; восстановление антикоррозионных  покрытий и окраски; разборка, ремонт, сборка воздушной камеры беспромвального узла и установка зазоров между втулкой и диафрагмой беспромвального узла; проверка избыточного давления в воздушной камере вала (не менее 20 мм вод. ст.); сборка, центровка, опробование под нагрузкой, измерение и анализ рабочих режимов. Все резиновые уплотнительные кольца подлежат замене на новые. Полная разборка, составление дефектной ведомости и восстановление деталей ротора производятся на БПО. После сборки новых или восстановленных деталей осуществляется динамическая балансировка ротора.

        3.8.Типовой объем работ при капитальном ремонте

        При капитальном ремонте осуществляются все операции среднего ремонта, а также: демонтаж насосов; проверка состояния корпусов, патрубков насоса, при необходимости, их ремонт; заварка обнаруженных дефектов стальных корпусов и деталей насосов, нанесение вновь aнтикоррозионного и декоративного покрытия, покраска насосов; испытанния на герметичность и прочность заваренных стальных корпусов.     При обнаружении поверхностных трещин или негерметичности проводят дефектоскопию деталей.

Чугунные детали с обнаруженными трещинами заменяются на новые.

Демонтаж подлежащего капитальному ремонту и монтаж нового или заранее отремонтированного насоса осуществляется персоналом выездной ремонтной бригады или специализированными пуско-наладочными организациями, при этом проводятся: дефектация и ремонт фундамента с заменой анкерных болтов (при необходимости); установка и монтаж насоса; гидравлические испытания насосов при давлении Рисп.= l,5Ppаб; центровка агрегата, опробование под нагрузкой в течение 72 ч (при работе на нефтепроводе) и повторная проверка центровки; измерение и анализ рабочих параметров. Для насосов вспомогательных систем производятся демонтаж

подлежащего  капитальному ремонту насоса и доставка его на БПО, монтаж нового или заранее отремонтированного насоса, центровка и опробование его под нагрузкой.

           3.9.  Нормативы технического обслуживания и ремонта

           Периоды времени между плановыми диагностическими контролями определяются для каждого насоса с учетом прогнозных оценок предыдущего диагностического контроля, срока службы и показателей данного насоса .

Для получения расчетных значений периодичность диагностических контролей насосов рекомендуется определять по таблице 1.7 с учетом данных оперативного диагностического контроля. При эксплуатации насосов, ресурс которых приближается к предельному сроку службы, значения периодичностей, приведенные  в таблице 1.7. В случае принятия решения для какого-либо типа насоса о выполнении восстановительных работ через заранее определенные интервалы времени ТО, Т, С и К ремонты выполняются в плановом порядке , с учетом периодичностей, указанных в таблице 1.7.

Таблица 1.7-Периодичность технического обслуживания, ремонта и  планово диагностического контроля насосов НМ

Тип насоса	Периодичность , час
		ТО	Т	С	К	Плановый дигностический контроль
НМ500-300; НМ710-280	700-800	3500-4200	7000-8400	28000	1750-2100
НМ1250-260- НМ10000-210	700-800	4200-6000	8400-12000	36000	2100-3000

Нормы трудоемкости ремонтов, технического обслуживания, диагностических контролей определены типовым объемом работ и типоразмерам и насосов (таблица 1.8).  Нормы трудоемкости не предусматривает трудовых затрат на восстановление деталей и узлов насоса.

Таблица 1.8-Нормы трудоемкости технического обслуживания и ремонта магистральных насосов НМ

Тип насоса	Трудоемкость, чел.час
		ТО	Т	С		К
							Без замены ротора	С заменой ротора
НМ 500-300;НМ710-280	4	38	40	85	120
НМ1250-260	4	38	47	110	148
НМ2500-230	4	38	47	92	130
НМ3600-230	4	38	47	110	148
НМ5000-210	6	44	58	116	160
НМ7000-210	6	44	58	116	160
НМ10000-210	8	49	70	155	210

4. ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ

      4.1.1 Газоопасность

       В данном разделе дипломного проекта  рассмотрим и охарактеризуем опасные и вредные факторы, которые при этом проявляются либо могут проявиться. Согласно перечня, утвержденного главным инженером предприятия, на территории НПС имеется одиннадцать газоопасных мест:

-насосный зал общего укрытия магистральных насосных агрегатов,

-блок-бокс регуляторов давления,

-блок-бокс гашения ударной волны,

-площадка приема и пуска внутритрубных снарядов,

-топливное хозяйство котельной,

-блок погружных насосов,

-емкость утечек,

-емкости сброса ударной волны,

-топливозаправочный пункт,

-емкости хранения дизельного топлива резервной дизельной электростанции,

-блок хранения масла.

В этих местах возможно скопление взрывоопасных и токсичных смесей, газов – паров нефти, легких углеводородов, метана, сероводорода и др.

Характеристика газов с точки зрения взрывопожароопасности приведены в таблице 3.1 ГОСТ 12.1.010-76 /3/.

Одним из наиболее опасных объектов нефтеперекачивающей станции, в котором сконцентрировано большинство потенциальных опасностей и вредностей, является насосный зал общего укрытия магистральных насосных агрегатов где будет проводиться капитальный ремонт насоса НМ 10000-210. Классификация насосного зала по взрывопожароопасности приведена в таблице 3.2.

Таблица 3.1. – Характеристика взрывопожароопасности веществ

Наименование	Агрегатное состояние	Температура, С		Предел взрываемости, мг/м3
				вспышки	самовоспламенения	нижний	верхний
Газ нефтяной	газ	–	405-580	6	13,5
Сероводород	газ	–	246	4,3	10
Углеводороды	газ	3…+45	260-375	1,1	6,4

Таблица 3.2. – Классификация насосного зала по взрывопожароопасности

Наименование сооружения	Категория здания /НПБ 105-95/	Класс взрывопожароопасности /ПУЭ/	Молниезащита /РД 34.121.122-87/		Группа смесеобразования
							Категория	Зона
Насосный зал	А	В-Iа	II	Б	2Т2

По степени воздействия на организм человека воздушные смеси и газы, которые могут скапливаться в газоопасных местах нефтеперекачивающей станции, относятся к третьему (сероводород в смеси с углеводородами С1-С5 ПДК  3 мг/м3, окислы азота ПДК 5 мг/м3, сероводород ПДК 10 мг/м3) и четвертому классу (оксид углерода ПДК 20 мг/м3, нитросоединения метана ПДК 30 мг/м3, бензин ПДК 100 мг/м3) ГОСТ 12.1.005-88.ССБТ /5/.

Вышеперечисленные вещества оказывают отравляющее действие на организм человека и относятся к ядам. Так, воздушные смеси, состоящие из метана и высших углеводородов, относятся к нервным ядам и воздействуют на центральную нервную систему. Бензин, углеводородные газы, сероводород и др. относятся к ядам наркотического действия. Кроме того, сероводород и углеводородные газы относятся и к ядам раздражающего действия. Сероводород воздействует на верхние дыхательные пути, а углеводороды – на легочную ткань. Попадая на кожу человека, они обезжиривают и сушат ее, вызывая различные кожные заболевания (экзема, дерматиты). Первыми признаками отравления газами являются недомогание, головокружение, повышение температуры тела /4/.

Основными источниками выделения вредных газов на НПС являются:

1. Нарушение герметичности соединительных разъемов аппаратов и оборудования.

2. Нарушение герметичности оборудования вследствие аварий (коррозия, дефекты строительно-монтажных работ, дефекты материалов, нарушение правил эксплуатации, выход из строя уплотнений насосов и запорной арматуры).

3. Предохранительные устройства. При остановке магистральных насосных агрегатов срабатывает установка сглаживания волн давления АРКРОН-1000, и некоторое количество нефти сбрасывается в емкость сброса ударной волны. При этом происходит интенсивное газовыделение.

4.1.2 Атмосферное и статическое электричество

      Атмосферное электричество также является опасным фактором. Молния – электрический разряд высокой мощности. Напряжение молнии достигает      220 МВ, сила тока – 300…1200 кА, температура – 10000С. Опасными факторами атмосферного электричества являются:

– прямое попадание молнии может привести к пожарам и поражению электрическим током обслуживающего персонала;

– ударная волна, возникающая при электрическом разряде, может привести к различным механическим повреждениям;

– вторичные проявления атмосферного электричества, такие как электростатическая и электромагнитная индукция, могут вызвать искрение в местах плохого контакта, что, в свою очередь, при наличии взрывоопасных смесей может привести к взрыву.

Нефть, дизельное топливо, бензин являются диэлектриками. Поэтому, при движении нефти и нефтепродуктов по трубопроводам во время сливо-наливочных операций, может накапливаться заряд статического электричества. Величина заряда может достигать 80 кВ. Поэтому между изолированными металлическими сооружениями и заземленными предметами возможны искровые разряды. Разряд статического электричества возникает, когда напряженность электростатического поля над поверхностью диэлектрика или проводника, обусловленная накоплением на них зарядов, достигает критической величины. Для воздуха эта величина 30 кВ/см /4/.

Статический заряд, накапливающийся на человеке, достаточен для воспламенения практически всех паровоздушных смесей при разряде. Кроме этого, существуют следующие опасности, связанные со статическим электричеством:

– нарушение выполнения команд КИП и автоматики, так как статическое электричество совместимо с малыми токами, на которых работает вся аппаратура КИПиА;

– физиологическое действие.

Человек ощущает искровой разряд как укол, толчок, судорогу. Для жизни это неопасно, но во время разряда возможны рефлекторные движения, испуг, вследствие которых человек может упасть с высоты, попасть в опасную зону насосно-силового аппарата или другого оборудования /4/.

    

4.1.3 Промышленное электричество

 Нефтеперекачивающая станция относится к энергоемким объектам.

Потребителями электрической энергии в общем укрытии магистральных насосных агрегатов являются:

– синхронные электродвигатели СТД-8000, СТД-6300 – 10 кВ;

-асинхронные электродвигатели насосов РЗ-30и, РЗ-4,5, ЦНС-60-330;

- электроосвещение – 0,4 кВ;

-приборы и оборудование КИПиА;

-установка для расточки посадочных мест под втулки разгрузки и уплотнительных колец  корпуса насоса  НМ 10000-210 при капитальном ремонте.

Поэтому возникает опасность воздействия электрического тока напряжением до 10000 кВ при эксплуатации и ремонте оборудования из-за ошибочных действий персонала, случайного прикосновения к токоведущим частям, в случае появления напряжения на токоведущих частях в результате нарушения изоляции проводов, при аварии и т.д., что может привести не только к поражению электрическим током, но и стать причиной пожара, взрыва.

Электрический ток характеризуется тремя поражающими факторами: электроудар, электроожог и электросудорога. Электроудары наиболее выражены в электроустановках свыше 1000 В, электросудороги – в электроустановках до 1000 В, электроожог – в электроустановках до и свыше 1000 В. Ток в 0,1 А, действующий на организм человека более 1-2 с является смертельным.Сопротивление тела человека составляет 2103 – 2106 Ом. Сопротивление влажного тела человека уменьшается до 300-500 Ом. Пороговый ощутимый ток – 0,5-1,5 мА. При прохождении через тело человека тока в 10-15 мА начинаются сильные и болезненные судороги. При прохождении тока 20-25 мА затрудняется дыхание, при токе 100 мА – наступает фибрилляция и остановка сердца /4/.

Все электроустановки можно разделить на две категории – до 1000 В и свыше 1000 В. По электробезопасности помещения электроустановок НПС «Терновка» относятся к двум классам: помещения без повышенной опасности и помещения с повышенной опасностью /8/.

    4.1.4 Производственный шум и вибрация

    При осуществлении технологического процесса перекачки работа многих механизмов сопровождается значительным шумом и вибрацией. К таким источникам шума и вибрации относятся компрессоры, насосы, электродвигатели, элементы вентиляционных систем, трубопроводы и др. Наиболее значительными из вышеперечисленных источников шума и вибрации являются магистральные насосные агрегаты. Уровни вибрации МНА приведены в разделе 1.

Повышение уровня шума и вибрации на рабочих местах неблагоприятно сказывается на организме человека и результатах его деятельности. При длительном воздействии шума не только снижается острота слуха, но и изменяется кровяное давление, ослабляется внимание, ухудшается зрение, происходят изменения в двигательных центрах, что вызывает определенные нарушения координации движений. Интенсивный шум вызывает функциональные изменения сердечно-сосудистой системы, нарушаются нормальные функции желудка и происходит ряд других функциональных нарушений в организме. Особенно неблагоприятное влияние шум оказывает на нервную и сердечно-сосудистую системы. Весь комплекс ощущений, вызываемых шумом, рассматривается как «шумовая болезнь». Человеческий слуховой аппарат наиболее чувствителен на частотах 800-4000 Гц  Гост 12.1.003-83.ССБТ /6/.

Вибрация возникает из-за динамического неуравновешивания вращающихся деталей, пульсаций давлений, кавитации при работе насосов и т.д. Она может вызвать нарушение механической прочности и герметичности аппаратов и коммуникаций, быть причиной различных аварий. Вибрация вызывает в организме человека реакции, которые являются причиной функциональных расстройств различных органов. Вредное действие выражается в виде повышенного утомления, головной боли, боли в суставах, повышенной раздражительности, некоторого нарушения координации движений. В отдельных случаях длительное воздействие интенсивной вибрации приводит к развитию вибрационной болезни, вызывающей тяжелые, часто необратимые изменения в центральной нервной и сердечно-сосудистой системах, а также в опорно-двигательном аппарате  ГОСТ 12.1.012.-90.ССБТ /7/.

Допустимые уровни шума на рабочих местах, общие требования к шумовым характеристикам машин, механизмов и др. оборудования устанавливаются ГОСТ 12.1.003-83ССБТ /6/. Вибрация, действующая на человека, в соответствии с ГОСТ 12.1.012-90ССБТ /7/ нормируется отдельно для каждого установленного направления в каждой октановой полосе.

      4.1.5 Метеорологические условия

    Метеорологические условия производственной среды, такие как температура воздуха, относительная влажность, скорость движения воздуха, барометрическое давление, интенсивность теплового излучения от нагретых поверхностей как каждый в отдельности, так и в различных сочетаниях оказывают влияние на функциональную деятельность человека, его самочувствие и здоровье. Так, увеличение скорости движения воздуха уменьшает неблагоприятное действие повышенной температуры и увеличивает действие пониженной, повышение влажности воздуха усугубляет действие как повышенной, так и пониженной температуры /4/.

На нефтеперекачивающей станции значительная часть технологического оборудования размещена на открытых площадках, и обслуживающему персоналу приходится работать в условиях высоких и низких температур, при воздействии солнечной радиации, ветре и атмосферных осадках. В насосном зале в холодное и жаркое время года температура поддерживается с помощью приточно-вытяжной вентиляции, что приводит к значительной подвижности воздуха, появлению сквозняков. Подробно работа, состав оборудования  вентиляции общего укрытия приведены в разделах 1 и 2.

        4.1.6 Освещенность

        Освещение рабочих мест в темное время суток – важная составляющая безопасности труда. Неправильно выбранное или недостаточное освещение – это плохое освещение опасных зон, слепящее действие ламп и блики от них, резкие тени.

Неправильно спроектированное и выбранное производственное освещение способствует понижению производительности труда, оказывает отрицательное психологическое воздействие на работающих, понижает безопасность труда, повышает утомляемость и травматизм на производстве.

В насосном зале наиболее плохо освещены узел утечек насоса НМ-10000-210 со стороны муфты и сама соединительная муфта, что вызывает необходимость применения дополнительных источников света, создавая определенные неудобства. Нормы освещенности рабочих мест приведены в таблице 3.3 /4/.

         4.1.7 Другие опасные факторы

       Дополнительный фактор опасности создает наличие высокого давления в корпусах насосов НМ-10000-210 , технологических трубопроводах и аппаратах до 5,5 МПа и до 1,2 МПа в аппаратах и установках вспомогательных систем. На такое оборудование распространяются требования правил ПБ 10-115-96 /9/.

Таблица 3.3 – Освещенность производственных помещений и рабочих поверхностей на местах производства работ в нефтеперекачивающей насосной

Производственные участки и помещения	Плоскость нормирования освещенности	Освещенность,  лк
				комбинированная	общая
Насосные без постоянного дежурства	На высоте 0,8 м от пола	–	100
Шкалы приборов светлые	На приборах	300	150
Шкалы приборов темные	На приборах	400750	200300
Помещения для вентиляционного оборудования	На высоте 0,8 м от пола	–	20
Грубые работы, требующие различения объектов при отношении наименьшего из размеров к расстоянию до глаз 0,05 и более	Рабочая поверхность	5	5
Работы, требующие различения крупных предметов, находящихся в непосредственной близости от рабочего	Рабочая поверхность	2	2

 

Кроме вышеназванных потенциальных опасностей и вредностей, можно отметить наличие крупногабаритного и тяжеловесного оборудования, особенно это касается общего укрытия МНА. При неправильной организации работ, нарушении правил техники безопасности, нарушении правил строповки и перемещения грузов возможно получение обслуживающим персоналом травм, поломка различного оборудования и т.д. При падении тяжеловесного оборудования возможно искрообразование, что, при наличии взрывоопасной воздушной смеси , может привести к взрыву и пожару.

4.2 Мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда

   Рассмотрим мероприятия по обеспечению безопасных и безвредных условий труда на примере насосного зала общего укрытия магистральных насосных агрегатов как самого опасного объекта НПС.

    4.2.1 Мероприятия по снижению взрыво-пожароопасности

    Среди мероприятий по снижению взрыво-пожароопасности насосного зала можно отметить:

– исключение источников газообразования;

– контроль загазованности;

– уменьшение концентрации взрыво-пожароопасных смесей;

-исключение причин возникновения взрывов и пожаров;

-организационные;

-технические.

На проведение газоопасных работ и огневых работ проводятся по наряду-допуску оформленный отдельно на все виды работ. Перед началом работ провести противопожарный инструктаж по ведению газоопасных (огневых работ). Место производства работ  оградить со всех сторон предупреждающими знаками и транспорантами. Обеспечить контроль за состоянием воздушной среды перед началом работ и через каждые 30 минут во время работы. Обеспечить место производства работ первичными средствами пожаротушения:

-кошма войлочная или асбестовое полотно 2х2  2 шт;

-огнетушители ОП-50  2шт.,или  ОУ-8  6 шт;

-лопаты , ведра , топоры ,ломы-2шт.

Произвести проверку работоспособности системы пенопожаротушения на НПС «Терновка». Установить в насосном зале противопожарный режим (определить места размещения техники, места отдыха работающих, место для курения) и контроль за его неукоснительным выполнением.Обеспечить наличие на месте производства работ пожарной машины с пожарным расчетом. При освещенности менее 150 лк на месте проведения работ следует применять переносные, взрывозащищенные светильники напряжением не более 12В. Радиотелефоны (носимые средства связи), используемые в пределах взрывоопасных зон должны быть искробезопасного  исполнения вида «Взрывобезопасная электрическая цепь», и иметь на корпусе соответствующую маркировку взрывозащиты. Проверить телефонную связь с оператором станции и РДП.  

В насосном зале источниками газообразования являются фланцевые и разъемные соединения насосов НМ-10000-210, ЦНС-60-330, запорной арматуры и трубопроводов, торцовые уплотнения магистральных насосов ТМ-120, сальниковые уплотнения насосов ЦНС-60-330 и запорной арматуры. Таким образом, устранив потери нефти в этих местах, естественно, устраняются и источники газообразования.. Кроме того, утечки нефти через торцовые уплотнения насосов постоянно контролируются системой автоматики на наличие сверхнормативных утечек с помощью датчиков ОМЮВ-04 с выводом сигнализации в операторную. Через каждые два часа состояние торцовых уплотнений насосов визуально контролируется оперативным персоналом /10/. При этом так же контролируется состояние сальниковых уплотнений  запорной арматуры и разъемных соединений. Эксплуатация разгерметизированного оборудования не допускается.

В связи с тем, что 100%-й герметизации оборудования достичь не удается, то необходимо осуществлять контроль загазованности и исключить причины возникновения взрывов и пожаров. Контроль состояния газовоздушной среды постоянно осуществляется стационарными газоанализаторами СТХ-3 с датчиками ДТХ-108-1 и периодически, через каждые 30 минут, во время проведения ремонтных работ переносным газоанализатором ЭТХ-1 /10/. Подробно устройство и принцип работы газоанализатора СТХ-3 изложены в разделе 2.

В случае увеличения концентрации взрывоопасных газов автоматически включается приточно-вытяжная вентиляция насосного зала. Состав оборудования, расчет и работа системы вентиляции подробно изложены в разделах 1 и 2. Производство ремонтных работ с насосном зале без включенной вентиляции запрещается.

Исключение причин возникновения взрывов и пожаров достигается применением электрооборудования и цепей автоматики только во взрывобезопасном исполнении, инструмента, не дающего искр при ударе. При работе с грузоподъемными механизмами необходимо выполнять строповку и перемещение грузов согласно ПБ-10-14-92 /11/. Стропы при этом должны быть обильно смазаны канатной смазкой. Временные огневые работы в насосном зале проводятся только после оформления наряда-допуска /12/ и выполнения всех организационно-технических мероприятий, указанных в нем. Кроме того, в обязательном порядке выполняются мероприятия по защите от статического и атмосферного электричества.

Для исключения токсического воздействия на организм человека нефти и ее паро-воздушных смесей кроме системы вентиляции применяются средства индивидуальной защиты ГОСТ 12.04.011-89.ССБТ /13/ органов дыхания (противогазы фильтрующие с коробкой марки А, изолирующие ИП-46, шланговые ПШ-1, ПШ-2, аппараты сжатого воздуха АСВ-2, респираторы), кожи (спецодежда, изолирующие костюмы, перчатки, рукавицы), лица и глаз (маски, очки).

              4.2.3 Защита от шума и вибрации

         На НПС «Терновка» снижение уровня шума и вибрации достигается следующими мерами:

1. Размещение оборудования, являющегося источниками шума и вибрации, в отдельных помещениях. Общее укрытие насосных агрегатов расположено отдельно от других производственных и административных помещений. Стены помещений выполнены из металло-полиуретанового пенопласта, что обеспечивает хорошую звукоизоляцию.

2. Дистанционное управление, вывод обслуживающего персонала непосредственно из зоны вибро-акустического воздействия. Насосный зал не является постоянным рабочим местом. Он относится к зонам обслуживания, в которых обслуживающий персонал находится только во время ремонтных работ или при проведении технического обслуживания или осмотра. То, что обслуживающий персонал постоянно не находится в помещении насосного зала, снижает степень воздействия на него шума, вибрации, токсичных газов, но при этом увеличивается риск возникновения аварийных ситуаций, т.к. системы автоматики не настолько чувствительны.

3. Правильное проектирование оснований и фундаментов оборудования и их изоляция от несущих конструкций зданий и инженерных коммуникаций.

4. Активная и пассивная виброизоляция, применение различных виброкомпенсирующих устройств. Для насосов НМ-10000-210 этот вопрос в настоящее время находится в стадии разработки.

5. Качественное и своевременное проведение монтажных и ремонтных работ согласно РД153-39ТН-008-96 /14/. В первую очередь это статическая и динамическая балансировка роторов насосов и электродвигателей, монтаж и подгонка подшипников, центровка. Организация и опыт проведения ремонтных работ изложены в разделах 1 и 4.

6. Применение средств индивидуальной защиты. В качестве средств индивидуальной защиты органов слуха согласно ГОСТ 12.4.051-87 /15/ применяются вкладыши – мягкие тампоны из ультратонкого волокна, пропитанного смесью воска и парафина или жесткие вкладыши из резины или эбонита в форме конуса. Вкладыши дешевы, компактны, но недостаточно эффективны – обеспечивают снижение уровня шума на 5-20 дБА. Поэтому наиболее часто применяются наушники ВЦНИИОТ-2, акустическая характеристика которых приведена в таблице 3.4.

Таблица 3.4 – Акустическая характеристика наушников ВЦНИИОТ-2

Среднегеометрические частоты полос, Гц	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Снижение уровня звукового давления, дБА	7	11	14	22	35	47	38

При уровне звука 85 дБА применяются звукоизолирующие шлемы.

       4.2.4 Электробезопасность

      Защита от прямых ударов молний в наземные объекты осуществляется с помощью специальных устройств, называемых молниеотводами /   /. Молниеотвод – это устройство, принимающее на себя удар молнии и отводящее ее удар в землю.. Молниезащита общего укрытия насосный агрегатов НПС «Терновка» выполнена стержневыми молниеотводами. Токоотвод выполнен из листовой стали согласно РД 34.21.122-87 /   / и соединен с молниеотводом сваркой.

Меры защиты от статического электричества /   /:

1. Предотвращение накопления заряда на токопроводящих частях оборудования. Осуществляется путем устройства заземлений. Если заземление выполнено только для отвода статического электричества, то сопротивление заземлений должно быть не более100 Ом /   /.

2. Снижение интенсивности накопления зарядов. Осуществляется путем уменьшения скорости движения нефти по трубопроводам, налива емкости без разбрызгивания, дробления струи, под слой жидкости (дренажная система). При первоначальном заполнении емкости скорость движения жидкости составляет 0,5-0,7 м/с.

Для защиты персонала от поражения электрическим током применяется защитное заземление, защитное зануление, защитное отключение, обеспечивается недоступность электрических цепей согласно ПУЭ /   /.

При выполнении работ в действующих электроустановках согласно /   / должен быть выполнен ряд мероприятий, направленный на обеспечение безопасности проводимых работ.

Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ в электроустановках, включают следующие пункты: оформление работ нарядом или распоряжением, допуск к работе, надзор во время работы, оформление перерывов, переводов на другое рабочее место и окончание работы.

Технические мероприятия направлены на обеспечение безопасности работ в электроустановках. При подготовке рабочего места при ремонтных работах в электроустановках с частичным и полным снятием напряжения требуется выполнить в определенной последовательности следующие мероприятия:

•  произвести необходимые отключения и принять меры, препятствующие подаче напряжения к месту работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационой аппаратуры;
•  вывесить запрещающие плакаты, при необходимости установить заграждение;
•  проверить отсутствие напряжения на токоведущих частях, на которые должно быть наложено заземление и наложить заземление;
•  вывесить информационные плакаты.

При монтаже, ремонте и обслуживании электрооборудования персонал обеспечивается комплектом инструмента, основными и дополнительными защитными средствами в необходимом количестве согласно /   /.

              4.2.5 Защита от воздействия метеорологических условий

                Снизить степень воздействия метеорологических условий позволяет применение спецодежды, спецобуви, которыми бесплатно обеспечиваются все работники нефтеперекачивающей станции. Спецодежда и спецобувь выдаются в зависимости от вида работ, сезона и срока носки в соответствии с Правилами /…/. Микроклимат в помещении насосного зала поддерживается с помощью системы вентиляции, состав оборудования, расчет и работа которой изложены в разделах 1 и 2.

                4.2.6 Обеспечение освещенности

             Освещенность рабочих мест обеспечивается естественным и искусственным освещением. Естественное освещение насосного зала в дневное время обеспечивается двумя рядами окон на продольной стене.

В темное время суток освещенность обеспечивается искусственным освещением, светильники которого выполнены во взрывозащищенном исполнении согласно ПУЭ /   /. Для местного освещения при проведении ремонтных работ применяются переносные аккумуляторные светильники ПР-60-В, ПР-60ВМ во взрывозащищенном исполнении напряжением не выше 12 В. Измерение уровня освещенности производится один раз в год с оформлением актов.

               4.2.7 Защита от других опасных факторов

          При обслуживании и эксплуатации оборудования с избыточным давлением до 5,5 МПа необходимо строго выполнять правила /   /. Любые работы на оборудовании, на которые распространяется действие этих правил, должны выполняться только после отключения устройства и снижения давления до нуля. Периодически в соответствии с РД 153-39ТН-008-96 /   / и Правилами /   / производятся гидравлические испытания технологических трубопроводов и устройств.

При эксплуатации и техническом обслуживании мостового крана грузоподъемностью 8 т, смонтированного в насосном зале, необходимо строго следовать ПБ-10-14-92 /   /. Строповка грузов должна осуществляться обученным персоналом в соответствии со схемами строповки. Масса поднимаемого груза должна соответствовать грузоподъемности грузозахватных приспособлений и грузоподъемного механизма. В порядке, установленном ПБ-10-14-92 /   / производятся осмотры, частичное и полное освидетельствование грузоподъемных механизмов и приспособлений с отметкой в паспортах, журналах и составлением актов.

Важным фактором, обеспечивающим безопасность условий труда является своевременное и качественное проведение технического обслуживания и ремонта в соответствии с утвержденными графиками, составленными согласно РД 153-39ТН-008-96 /   /.

      4.3 Мероприятия по предупреждению возникновения чрезвычайных

ситуаций и ликвидации их последствий

         НПС «Терновка» согласно /   / классифицируется как потенциально опасный объект вследствие физических, химических и токсических свойств нефти, способной оказывать негативное воздействие на жизнь  и здоровье людей, растительный и животный мир.

Наибольшую опасность при аварии на НПС представляет возможность взрыва и возгорания паров нефти при разливах вследствие разрушения технологического трубопровода. Исходя из статистических данных, основным показателем, определяющим взрывопожаробезопасность станции, является частота возникновения взрыва (пожара) в течение года, которая для технологических зданий и сооружений составляет 1*10-5.

В результате аварии на НПС может произойти резкое ухудшение санитарно-экологической обстановки как на территории станции, так и за ее пределами за счет воздействия нефти на почву, а также за счет повышения концентрации паров нефти в атмосферном воздухе размещения района НПС, которая кратковременно (в течение 1 часа) может превышать предельно допустимые значения в 3-60 раз.

В целях уменьшения риска возникновения аварий на НПС проводятся следующие организационно-технические мероприятия согласно РД 153-39.4-056-00 /   /:

1.  Проводятся периодические и внеочередные инструктажи с обслуживающим м персоналом.
2.  Со всем обслуживающим персоналом НПС в соответствии с утвержденными главным инженером предприятия графиками и программами проводится техническая учеба, противоаварийные тренировки. Периодичность проведения противоаврийных тренировок не реже 1 раза в квартал /   /.
3.  Регулярно проводится проверка знаний ИТР и обслуживающего персонала, организовано повышение квалификации в учебных комбинатах.
4.  Организована техническая диагностика основного оборудования, техническое обслуживание и ремонт оборудования, зданий и сооружений, приборов и т.д. согласно утвержденных главным инженером предприятия графиков ППР. Пример графика ППР для системы маслоснабжения приведены в графической части на листе 7.
5.  Проводится работа по приобретению современных приборов контроля, сигнализации,замене морально и физически устаревшего оборудования.
6.  На НПС разработан в соответствии с /   / индивидуальный план ликвидации возможных аварий (ПЛВА), который утвержден главным инженером предприятия и согласован с районными органами МЧС, ГПС, МВД и СЭС. ПЛВА содержит оперативную, техническую часть и порядок взаимоотношений и взаимодействия владельцев НПС с организациями местных органов власти, органами технического и экологического  надзора и гражданской обороны.Так как объем пояснительной записки ограничен, то в качестве примера приведем выписку из ПЛВА на НПС «Терновка» для наиболее опасного объекта – насосного зала. Выписка из ПЛВА для одной из наиболее опасных ЧС приведена в таблице 3.5.
7.  Организовано ежесуточное дежурство на дому патрульной группы из трех человек, возглавляемых ИТР в соответствии с графиком дежурства.
8.  Разработана схема оповещения руководства НПС, РНУ и местных органов МЧС, ГПС, МВД и СЭС на случай возникновения чрезвычайной ситуации (ЧС) на НПС.
9.  На случай возникновения пожара насосный зал оборудован автоматической системой пожаротушения. Состав оборудования и работа автоматической системы пожаротушения изложены в разделе 1. Кроме того насосный зал оснащен первичными средствами пожаротушения согласно /   /: огнетушитель ОВП-100 – 4 шт., ящик с песком – 2 шт., огнетушитель ОХП-10 – 4 шт., лопата – 4 шт., ведро – 4 шт., багор – 2 шт.
10.  Для предотвращения увеличения концентрации взрывоопасных  газов общее укрытие магистральных насосных агрегатов оборудовано системой вентиляции, состав оборудования, автоматизация которой приведены в разделe 2.

Таблица 3.5 – Выписка из ПЛВА на НПС «Терновка»

Вид аварии	Способ ликвидации	Ответственный исполнитель	Привлекаемые средства
Взрыв технологического трубопровода в помещении насосного зала. Нефтью залило помещение насосного зала	1. Остановить агрегаты и закрыть задвижки на всасывающей и нагнетательной линиях основных и вспомогательных насосов	Оператор НПС
		2. Сообщить диспетчеру РНУ и руководству НПС.	Оператор НПС
		3. Обесточить оборудование насосного зала (электродвигатели насосов ЦНС-60-330, освещение).	Оператор НПС
		4. Обесточить оперативные цепи управления магистральными насосными агрегатами.	Оператор НПС
		5. Принять меры по предупреждению возгорания нефти.	Начальник отдела СБ
		6. Выставить посты ограждения загазованной зоны. Открыть окна, двери. Включить вентиляцию.	Оператор НПС
		7. Приступить к откачке нефти из емкости сбора утечек в емкость сброса ударной волны.	Механик	Насосы 12НА-9*4
		8. Устранить повреждения по разработанной технологии	Механик

1.  Кроме ПЛВА отдельно разработан оперативный план пожаротушения, который утвержден главным инженером предприятия и согласован с местными органами ГПС и МЧС. В состав этого плана входят карточки пожаротушения, разработанные для каждого отдельного объекта НПС с расчетом и расстановкой привлекаемых сил и средств.
2.  НПС обеспечена районной телефонной связью, диспетчерской связью с РНУ, ВЧ-связью по ЛЭП – 110 кВ и радиосвязью с двумя точками – начальником НПС и начальником узла связи, что позволяет организовать вызов необходимых сил и служб в любое время.

4.4 Экологичность проекта.

    Нефтеперекачивающая станция является источником загрязнения воздушного бассейна, , почвы и поверхностных вод. НПС «Бородаевка» наиболее вредное воздействие оказывает на воздушный бассейн.

Все источники предприятия, подлежащие контролю по загрязнению атмосферы, делятся на две категории. К первой категории относятся источники, вносящие существенный вклад в загрязнение атмосферы, так называемые организованные выбросы (котельная), которые должны контролироваться автоматически. Ко второй категории относятся более мелкие источники, так называемые неорганизованные выбросы (емкости, сепараторы и т.д.), которые могут контролироваться эпизодически.

В число веществ, подлежащих обязательному контролю должны быть включены окислы азота, окись углерода, углеводороды. Основными источниками выделения этих веществ являются:

1.  Неплотности фланцевых соединений – углеводороды.
2.  Дыхательные клапаны емкостей – углеводороды.
3.  Дымовая труба котельной – окись углерода, окислы азота, углеводороды.

Предельно допустимые концентрации (ПДК) некоторых веществ в атмосферном воздухе приведены в таблице 3.6 ГОСТ 12.2.3.02-78 /   /.

Таблица 3.6 – ПДК некоторых веществ в атмосферном воздухе (мг/м3)

Наименование вещества	ПДК
		Максимальная разовая	Среднесуточная
Сернистый ангидрид	0,5	0,05
Диоксид азота	0,085	0,085
Окись углерода	3,0	1,0
Сероводород	0,008	0,008
Пыль	0,5	0,1

Согласно ГОСТ 12.2.3.02-78 /   / производства, выделяющие вредные выбросы, отделяются от жилых районов санитарно-защитными зонами. НПС «Терновка» относится к пятому классу санитарных зон, т.е. к наименее вредным производствам. Ширина зоны – 50 м.

В целях рационального использования и предупреждения загрязнения почвы, водоемов и воздушного бассейна предусматривается:

1.  Сокращение технологических потерь нефти. Герметизация системы сбора и транспорта нефти. Методы сокращения технологических потерь нефти подробно изложены в разделе 1.
2.  Сокращение выбросов дымовой трубы котельной осуществляется за счет выбора оптимальных режимов работы котлов НР-18 в соответствии с режимными картами, при котором происходит полное сгорание топлива, а такде путем проведения своевременного и качественного технического обслуживания горелочных устройств АР-90.
3.  Компактность НПС. Благодаря компактности НПС осуществляется экономия площади почвы, сведения к минимуму разъемных соединений и удобство обслуживания оборудования.
4.  Отсутствие открытого слива и налива нефти и нефтепродуктов.
5.  100-й контроль швов сварных соединений трубопроводов.
6.  Испытание оборудования и трубопроводов на прочность после монтажа и в процессе эксплуатации согласно РД 153-39ТН-008-96 /   /.
7.  Защита трубопроводов и оборудования от коррозии.
8.  Осуществление аварийной сигнализации предельных значений регулируемых параметров (уровня, давления, температуры, загазованности).
9.  Защитное отключение насосных агрегатов и отсечение  от трубопровода всей НПС.

В целях охраны, рационального использования и предупреждения загрязнения почвы и воздушного бассейна предусматривается сбор хозяйственно-бытовых стоков по самотечным трубопроводам в установку биологической очистки сточных вод «Водолей-3». После установки «Водолей-3» очищенная вода сбрасывается на рельеф. Требования к сточным водам согласно /   /:

•  количество растворенного в воде кислорода после смешения должно быть не менее 4 мг/л;
•  БПКполн не более 3 мг/л;
•  содержание вредных веществ не должно увеличиваться более чем на 0,25-0,75 мг/л;
•  минеральный осадок не более 1000 мг/л;
•  водородный показатель 6,5  рН  8,5.

Система канализации и ее эффективность описаны в разделе 1.

В случае нарушения технологического процесса, связанного с авариями, в целях охраны природы предусматриваются следующие мероприятия:

1.  Опорожнение аппаратов путем дренажа в дренажные емкости.
2.  Локализация авраийных разливов нефти путем обвалования площадки емкостей высотой, превышающей не менее, чем на 0,2 м уровень разлива жидкости.
3.  Устройство бетонных площадок с бетонным ограждением и дождеприемником емкостей и аппаратов.
4.  Ликвидация последствий выброса нефти. Для ликвидации аварийных выбросов нефти используются природные и искусственные сорбенты: торф, опилки, солома, полимерные материалы. На пути возможного движения потока нефти оборудуются ямы-накопители, дренажные канавы.

При неблагоприятных метеорологических условиях (НМУ) вводится такой режим работы предприятия, который обеспечивает снижение выбросов на 10-20%.

Для этого достаточно:

1.  Усилить контроль за точным соблюдением технологического регламента.
2.  Сместить во времени технологические процессы, связанные с большим выделением вредных веществ в атмосферу, например, заполнение и опорожнение емкостей для нефти и нефтепродуктов.
3.  Прекратить испытания оборудования.

В целом, мероприятия по снижению выбросов в атмосферу, почву и воду подразделяются на два направления:

Первое направление: охрана окружающей среды при вводе в действие специальных объектов, связанных с устранением имеющихся или ожидаемых вредных последствий. Это организация очистки загрязненных сточных вод, установка устройств для очистки и обезвреживания токсичных веществ в отходящих газах.

Второе направление: исключение или снижение возможности отрицательного воздействия. Например, замена токсичных реагентов на менее токсичные, создание безопасных технологий.

    5. Расчет системы маслоснабжения

   5.1. Подбор насоса, осуществление температурного режима

    Потребность в масле для нефтеперекачивающей станции можно определить из уравнения теплового баланса, которое имеет вид /4/

Q = nN(1 – н)A  Gмсм(t2м – t1м)  Gвсв(t2в – t1в)  кFср.

(1.1)

Из уравнения (1.1) определим количество тепла, выделяемое во всех подшипниках работающих насосных агрегатов:

Q = nN(1 – n)A = 28000(1 – 0,9828)103 = 27,5104 Дж/с,

(4.2)

где	Q –	количество тепла, Дж/с;
	n –	максимальное число работающих агрегатов, n=2;
	N –	мощность на валу электродвигателя, кВт, N=8000 кВт;
	п –	коэффициент полезного действия подшипников, п =0,9828;
	А –	тепловой эквивалент механической работы, А=1103.

Массовый расход турбинного масла из уравнения (1.1)

кг/с,

(1.3)

где	Gм –	массовый расход масла, кг/с;
	См –	теплоемкость масла, Дж/(кгК), для практических расчетов теплоемкость масла можно принять См=2100 Дж/(кгК);
	t1м –	температура масла на входе в подшипник, С, t1м =35 С;
	t2м –	температура масла на выходе из подшипника, С, t2м =55 С.

Объемный расход масла

м3/с,

(1.4)

где	Qм –	объемный расход масла, м3/с;
	 –	плотность масла турбинного Т 22, кг/м3,  =686 кг/м3.

Объемный расход масла на один магистральный насосный агрегат

м3/с,

(1.5)

где

nн –

число насосных агрегатов, обеспечиваемых маслом, nн =4.

Исходя из конструктивных отличий подшипников насоса НМ 10000-210 и электродвигателя СТД-8000, расход масла на смазку подшипников электродвигателя принимается Qстд=0,00098 м3/с, а на смазку подшипников насоса – Qнм=0,00068 м3/с. Следовательно расход масла на один подшипник электродвигателя составит qстд=0,4910-3 м3/с, а на один подшипник насоса – qнм=0,4910-3 м3/с, что соответствует паспортным данным /2/.

По производительности Qм1=0,00166 м3/с подберем насос для системы маслоснабжения магистральных насосных агрегатов. Наиболее подходящим является шестеренчатый насос Р3-30и с подачей Q=18 м3/ч, давлением нагнетания Р=0,36 МПа (3,6 кг/см2), вакуумметрической высотой всасывания hв=6,5 м, частотой вращения вала n=980 об/мин, потребляемой мощностью N=4 кВт. В качестве привода насоса применяют асинхронные короткозамкнутые электродвигатели во взрывобезопасном исполнении /4/.

Как уже упоминалось, в летнее время для охлаждения масла используется установка АВО. Расчетная производительность маслоохладителей определяется по формуле

g = Qc(t2B – t1B) = 510-39862100 (45-30) = 155295 Вт,

(1.6)

где	g –	расчетная производительность маслоохладителей, Вт;
	t1В –	температура воздуха на входе маслоохладителей, С, t1В =30 С;
	t2В –	температура воздуха на выходе маслоохладителей, С, t2В =45 С.

Площадь поверхности охлаждения маслоохладителей:

м2,

(1.7)

где

tср –

средняя температура масла, С,

;

(1.8)

tт –

расчетная температура воздуха, С,

;

(1.9)

Кт –

коэффициент теплопередачи от масла к воздуху, Вт/(м2С), Кт =51,7 Вт/(м2С).

Число подлежащих установке маслоохладителей при площади поверхности охлаждения одного маслоохладителя F1=212,4 м2/4/

.

(1.10)

Принимаем к установке два маслоохладителя. Маслоохладители соединяются параллельно.. Кроме того, для регулирования теплопередачи маслоохладителей могут быть использованы жалюзийные решетки, смонтированные на каждом из них.

Расход воздуха через маслоохладители определим по формуле

м3/ч,

(1.11)

где

В –

плотность воздуха, кг/м3, В =1,205 кг/м3  /4/.

Для обеспечения требуемого расхода воздуха через маслоохладители выбираем четыре осевых вентилятора В-06-300-4 с подачей в рабочей зоне Qр=2-3,5103 м3/ч /3/.

Из опыта эксплуатации НПС следует, что вентиляторы маслоохладителей работающие в автоматическом режиме, включаются редко - при температуре окружающего воздуха около 30 С. При этом они, в основном, обеспечивают поддержание нормального температурного режима масла.

Вентиляторы маслоохладителей, работающие только в ручном режиме, приходится включать для поддержания температуры масла в заданных пределах крайне редко в особенно жаркую погоду.

 

      5.2. Расчет участка маслопровода бак статического давления – подшипники магистральных насосных агрегатов

       Задаемся скоростью движения масла в трубопроводе: W=1,5 м/с. Диаметр трубопровода определим по формуле /5/:

,

(1.12)

где	q –	расход масла, м3/с; qстд=0,4910-3 м3/с, qнм=0,3410-3 м3/с;
	W –	скорость движения масла в трубопроводе, м/с.

Тогда диаметры трубопроводов для СТД и НМ по формуле (1.2) соответственно:

м;
м.

Принимаем dстд=0,02 м, dнм=0,02 м.

Уточняем скорость движения масла в трубопроводе

м/с.

(1.13)

Определяем число Рейнольдса

,

(1.14)

где

 –

кинематическая вязкость масла, м2/с, =0,21810-4 м2/с.

.

Определяем режим течения масла:

Reстд=1376 < Re=2320 – ламинарный;

Reнм=1009 < Re=2320 – ламинарный.

Для ламинарного режима течения коэффициент Дарси:

;	(1.15)
.

Потери напора на данном участке

м,

(1.16)

где

 –

сумма местных сопротивлений; колено с учетом поворота 900 – =0,23 /5/.

Для ламинарного режима движения

л =  = 0,233,01 = 0,69,

(1.17)

где	 –	функция от Re, для Reстд=1376 =3,01 /5/;
	l –	длина участка трубопровода, м, lстд=2 м, lнм=1 м.

м.

       5.3. Расчет трубопровода подвода масла к электродвигателю

СТД-8000 и насосу НМ10000-210

     Принимаем скорость движения масла в коллекторах подвода масла к СТД и НМ W=1,5 м/с. Тогда по формуле (1.12) диаметры:

м;
м.

Принимаем dстд=0,04 м, dн=0,04 м. Уточняем скорость движения масла в трубопроводах по формуле (1.12):

м/с;
м/с.

Определяем режим движения масла в трубах. По формуле (1.14) число Рейнольдса:

;
.

При Reстд=1413 < Re=2320 и Reнм=972 < Re=2320 – движение ламинарное. В этом случае коэффициент Дарси определяем по формуле (1.15):

;
.

Потери напора на участке определяем по формулам (1.18) и (1.17). Коэффициенты местных сопротивлений при ламинарном движении:

стд =  = 0,323,01 = 0,96;
нм =  = 0,323,22 = 1,03,

Здесь =0,32 – тройник /5/.

м;	(1.18)
м.

где

l –

длина участка маслопровода, м, lстд=5 м, lнм=4 м.

5.4. Расчет коллекторов подвода масла к электродвигателям СТД-8000 и насосам НМ10000-210

Принимаем скорость движения масла в коллекторах W=1,5 м/с. Тогда по формуле (1.12) диаметр коллектора:

м;
м.

Принимаем dстд=0,08 м, dн=0,08 м. Уточняем по формуле (1.13):

м/с;
м/с.

Определяем по формуле (1.14) число Рейнольдса:

;
.

Определим граничные числа Рейнольдса

,

(1.19)

где	 –	относительная шероховатость труб,
,			(1.20)

где

Кэ –

эквивалентная шероховатость для стальных сварных труб после нескольких лет эксплуатации, Кэ =0,210-3 м /5/.

При 2320 < Reстд=2826 < ReI=4000 – турбулентный режим в зоне гидравлически гладких труб.

При Reнм=1945 < Re=2320 – ламинарный режим.

Коэффициент Дарси для трубопровода СТД

.

(1.21)

Коэффициент Дарси для трубопровода НМ определим по формуле Стокса (1.15)

.

Потери в коллекторе при турбулентном режиме

м,

(1.22)

где

l –

длина коллектора, м, lстд=40 м, lнм=40 м;

 =0,32 – тройник /5/.

м,

Здесь по формуле (1.6) при Re=1945

n =  = 2,840,32 = 0,91.

       5.5 Расчет общего коллектора магистральных насосных агрегатов

        Принимаем скорость движения масла в общем коллекторе магистральных насосных агрегатов W=1,5 м/с. Диаметр коллектора по формуле (1.12):

м.

Принимаем d=0,08 м. Уточняем скорость по формуле (1.13)

м/с.

Определяем по формуле (1.14) число Рейнольдса:

.

Определим граничные числа Рейнольдса по формулам (1.19) и (1.23):

;
.	(1.23)

При ReI=4000 < Re=4771 < ReII=200000 – турбулентный режим в зоне смешанного трения.

Коэффициент Дарси определим по формуле Альтшуля

.

(1.24)

Потери напора в коллекторе определим по формуле (1.22)

м,

где

l –

длина коллектора, м, l=10 м.

           5.6 Расчет стояка

            Расчет стояка аналогичен расчету общего коллектора магистральных насосных агрегатов, т.е. d=0,08 м, Re=4771, =0,04.

Потери напора в стояке определим по формуле (1.16)

м.

Потери напора в линии от бака статического давления масла до трубопровода подачи масла на подшипники:

hстд = 0,11 + 0,23 + 0,17 + 0,56 = 1,07 м;
hнм = 0,06 + 0,13 + 0,17 + 0,56 = 0,92 м.

Напор в трубопроводе подвода масла к электродвигателю и насосу

Нстд = Нст – hстд = 7 – 1,08 = 5,92 м;
Ннм = Нст – hнм = 7 – 0,92 = 6,08 м,

где

Нст –

статический уровень масла в баке статического давления масла, Нст=7 м.

Давление в трубопроводе подвода масла к электродвигателю и насосу:

Рстд = gНстд = 0,9869,815,92 = 57,3 кПа;
Рнм = gНнм = 0,9869,816,08 = 58,8 кПа.

где

 –

плотность масла турбинного Т-22, кг/м3, =0,986 кг/м3.

Давление соответствует нормативному.

 

       5.7. Расчет линии нагнетания

      Принимаем скорость движения масла в нагнетающем трубопроводе W=3,5 м/с. Диаметр трубопровода определяем по формуле (1.12)

м;

где

Q –

производительность насоса, м3/с, Q=6,5610-3 м3/с /4/.

Принимаем d=0,08 м. Уточняем скорость движения масла в трубопроводе по формуле (1.13):

м/с.

Определяем по формуле (1.14) число Рейнольдса

.

Определим граничные числа Рейнольдса по формулам (1.19) и (1.23):

;
,

где

 =.

При ReI=2500 < Re=7661 < ReII=125000 – турбулентный режим в зоне смешанного трения.

По формуле (1.24) определим коэффициент Дарси

.

Потери напора в наиболее длиной линии нагнетания при работе насоса НШ2 определим по формуле (1.22)

где	=0,23 – поворот 900, =2,2 – фильтр, =0,15 – задвижка, =0,32 –
	тройник /5/;
	l – длина наиболее длинной линии нагнетателя, м, l=16 м.

Полные потери напора в трубопроводе

Z =Z + h = 9,7 +10,5 = 20,2 м,

(1.25)

где

Z –

геодезическая разность отметок насоса и бака статического давления масла, Z=9,7 м.

Развиваемый напор насоса Р3-30и

м.

(1.26)

Следовательно, выбранный насос Р3-30и полностью обеспечивает необходимый напор и подачу и может использоваться для комплектации системы маслоснабжения магистральных насосных агрегатов в качестве рабочего насоса.

Излишки масла, подаваемого насосом в бак статического давления Р3 по переливному трубопроводу поступают опять в маслобаки Р1 и Р2. Рассчитаем этот трубопровод.

Принимаем скорость течения масла W=1,5 м/с. Тогда по формуле (1.12)

м.

(1.27)

Принимаем d=0,08 м. Уточняем скорость по формуле (1.13)

м/с.

Определяем по формуле (1.14) число Рейнольдса:

.

Граничные числа Рейнольдса ReI=4000, ReII=200000.

При Re=2320 < Re=3670 < ReI=4000 – турбулентный режим в зоне гидравлически гладких труб. Тогда по формуле Блазиуса (1.21)

.

Потери напора в трубопроводе по формуле (1.16)

Где	l – длина переливного трубопровода, м, l=15 м.

6. Расчет КПД насоса НМ10000-210

Диагностирование текущих эксплуатационных параметров насосного агрегата основывается на сравнении базовых и фактических характеристик. Исходные данные для расчета КПД насоса:

•  насос НМ10000-210 с ротором 1,0 QНОМ;
•  электродвигатель СТД-63002
•  ДН – номинальный наружный диаметр рабочего колеса, мм-495/885
•  - QН – номинальная подача насоса, м3/с;
•  ηэл.дв. – КПД электродвигателя, % - 97,6
•  ρ- плотнось перекачиваемой нефти, кг/м3
•  ν20- кинематическая вязкость при 200С, м2/с – 0,0835·10-3;
•  N- мощность потребляемая насосным агрегатом, кВт;
•  nз – коэффициент быстроходности насоса, -233,9;
•  tср- среднегодовая температура нефти, 0С – 23;
•  Рвх- давление на всасывающей линии насоса, кг/см2;
•  Рвых – давление на нагнетательной линии насоса, кг/см2;

1.2 Определение базовых характеристик насоса НМ-10000-210

Используя паспортные  данные характеристик насоса НМ-10000-210, производим перерасчет характеристик насоса с воды на перекачиваемую нефть по параметрам: Q; Н; η; N.

Произведем пересчет кинематической вязкости нефти на заданную температуру по формуле:

   ,                                       (1.28)

где                              u= 1/(t1 – t2) ln(ν2/ ν1 ),                                       (1.29)

где   ν2 = ν10 = 0,238 х 10-3 м2/с;

       ν1 = ν20 = 0,0835 х 10-3 м2/с.

  u= 1/(20 – 10) ln(10/ 20 ) = - 0,0693.

  Из формулы  ( 1.28)

 

   ν23 = 0,0835 х 10-3 е-u(20-23) = 0,0678  х 10-3 м2/с.

Подсчитаем  число Рейнольдса  ( Re) по  формуле :

                                        Re = n Д2 /(60 ν )                              (1.30)

где  n  - текущая частота вращения ротора , об/мин;

      Д  - наружный диаметр колеса , м , Д=0,495;

      ν   -  вязкость перекачиваемой жидкости, м2/с;

Re1= 3000 х 0,4952/ (60 х 0,0678  х 10-3)  = 180696.

Из справочных данных  [                            ]

Ren = 6 х 104 = 60000.

Reгр = 20,68 х 104 = 206800.

Уравнение напорной  характеристики Н; Q насоса при условии

Ren <Re1 <Reгр,

не требуется , отсюда, пересчет значений КПД с одной вязкости на другую осуществляется по формуле:

                                   η = ηв [1- n3-0.262 lg (Reгр/Re1)],                        (1.31)

Составим таблицу с заводскими  параметрами Н;Q; η  насоса.

Таблица 1.10 Заводские параметры насоса НМ 10000-210.

Н,м	330	320	310	300	290	275	270	260	255	240	225	217	210
Q,м3/ч	800	1600	2400	3200	4000	4800	5600	6400	7200	8000	8800	9600	10000
η, %	20	35	50	58	65	72	80	82	84	85	86	87	89

 

                                   η = ηв [1- 233,9-0.262 lg (206800/180696)] = ηв  х 0,986.  

Составим таблицу  пересчета КПД.

Таблица 1.11. Пересчет КПД насоса.

η, %	20	35	50	58	65	72	80	82	84	85	86	87	89
Q, м3/ч	800	1600	2400	3200	4000	4800	5600	6400	7200	8000	8800	9600	10000
ηn, 0.986 %	19.72	34.51	49.3	57.19	64.09	71.99	78.88	80.85	82.82	83.81	84.8	85.78	87.75

                     

Произведем пересчет  значения  мощности насоса :

                           Nпер= ρ Qпер Нпер  х 104 /(102  х ηпер х ηэл.дв.),                       (1.32)

 Nпер1= 823 х 0.22 х 330  х 104 /( 102 х 19.72 х 97,6.) = 3043 кВт,                  

 Nпер2= 823 х 0.44 х 320  х 104 /( 102 х 34,51 х 97,6.) = 3407 кВт,                  

 Nпер3= 823 х 0.66 х 310  х 104 /( 102 х 49.30 х 97,6.) = 3431 кВт,                  

 Nпер4= 823 х 0.89 х 300  х 104 /( 102 х 57.19 х 97,6.) = 3860 кВт,                  

 Nпер5= 823 х 1.1 х 290  х 104 /( 102 х 64.09 х 97,6.) = 4121 кВт,                  

 Nпер6= 823 х 1.33 х 275 х 104 /( 102 х 72 х 97,6.) = 4210 кВт,                  

 Nпер7= 823 х 1.56 х 270  х 104 /( 102 х 80 х 97,6.) = 4352 кВт,    

 Nпер8= 823 х 1.78х 260  х 104 /( 102 х 82 х 97,6.) = 4666 кВт,                  

 Nпер9= 823 х 2.0 х 255  х 104 /( 102 х 84 х 97,6.) =  5019 кВт,                  

 Nпер10= 823 х 2.22 х 240  х 104 /( 102 х 85 х 97,6.) = 5182 кВт,        

     Nпер11= 823 х 2.44 х 225  х 104 /( 102 х 86 х 97,6.) = 5278 кВт,                  

 Nпер12= 823 х 2.67 х 217  х 104 /( 102 х 87 х 97,6.) =  5505 кВт,                  

 Nпер13= 823 х 2.78 х 210  х 104 /( 102 х 89 х 97,6.) = 5423 кВт.

По полученным параметрам cтроим базовые характеристики насоса:            

Рисунок 1.1-График зависимости мощности насоса НМ10000-210 от подачи

6.1.Расчет КПД насоса НМ10000-210 по фактическим замерам

Составим таблицу фактических замеров насоса НМ.

Таблица 1.12-Замеры параметров насоса НМ10000-210

Режим	Q, м3/с	Рвхб кг/см2	Рвых, кг/см2	ρ, кг/м3	N, кВт
1	2,78	6,5	23,8	823	5665
2	2,67	6,3	24,2	-/-	5775

Продолжение таблицы 1.12

Режим	Q, м3/с	Рвхб кг/см2	Рвых, кг/см2	ρ, кг/м3	N, кВт
3	2,44	7,0	25,5	-/-	5528
4	2,22	6,9	26,5	-/-	5398
5	2,0	7,1	28,1	-/-	5231
6	1,78	7,1	28,5	-/-	4905
7	1,56	6,9	29,1	-/-	4582
8	1,33	7,2	29,8	-/-	4382
9	1,1	6,8	30,7	-/-	4253
10	0,89	6,4	31,1	-/-	4013
11	0,66	6,2	31,7	-/-	3599

 Напор развиваемый насосом определим для каждого режима по формуле

                                   Н=(РВЫХ – РВХ )х 104 / ρ                                                   1.33)

где РВЫХ   - давление на нагнетательной лини насоса , кг/см2;

     РВХ  - давление на всасывающей линии насоса , м кг/см2;

      ρ   -  плотность нефти, кг/м3.

                        Н1=(23,8 – 6,5)х 104 / 823=210 (м) ;                                                   

                        Н1=(23,8 – 6,5)х 104 / 823=210 (м) ;                                                  

                        Н2=(24,2 – 6,3)х 104 / 823=217 (м) ;                                                 

                        Н3=(25,5 – 7,0)х 104 / 823=225 (м) ;                                                 

                        Н4=(26,5 – 6,9)х 104 / 823=240 (м) ;                                                  

                        Н5=(28,1 – 7,1)х 104 / 823=255 (м) ;                                                  

                       Н6=(28,5 – 7,1)х 104 / 823=260 (м) ;                                                

                       Н7=(29,1 – 6,9)х 104 / 823=270 (м) ;                                                  

                       Н8=(29,8 – 7,2)х 104 / 823=275 (м) ;                                                  

                      Н9=(30,7 – 6,8)х 104 / 823=290 (м) ;                                                  

                      Н10=(31,1 – 6,4)х 104 / 823=300 (м) ;                                                  

                      Н11=(31,7 – 6,2)х 104 / 823=310 (м) .

По результатам замеров определим КПД насоса для каждого режима по формуле:

                          η = ρ х Q х  Н  х 104 /(102 х N х ηэл.дв.),                                      (1.34)

                 η1 = 823 х 2,78 х  210  х 104 /(102 х 5665 х 97,6.) =85,19 %;                                       

                 η2 = 823 х 2,67 х  217  х 104 /(102 х 5775 х 97,6.) =83,2 %;

                 η3 = 823 х 2,44 х  225  х 104 /(102 х 5528 х 97,6.) =82,1 %;

                 η4 = 823 х 2,22 х  240  х 104 /(102 х 5398 х 97,6.) =81,6 %;

                 η5 = 823 х 2,0 х  255  х 104 /(102 х 5231 х 97,6.) =80,6 %;

                 η6 = 823 х 1,78 х  260  х 104 /(102 х 4905 х 97,6.) =78,0 %;  

                 η7 = 823 х 1,56 х  270  х 104 /(102 х 4582 х 97,6.) =76,0 %;

                 η8 = 823 х 1,33 х  275  х 104 /(102 х 4382 х 97,6.) =69,0 %;

                 η9 = 823 х 1,10х  290  х 104 /(102 х 4253 х 97,6.) =62,0 %;

                 η10 = 823 х 0,89 х  300  х 104 /(102 х 4013 х 97,6.) =55,0 %;  

                 η11 = 823 х 0,66 х  310  х 104 /(102 х 3599 х 97,6.) =47,0 %.

Строим фактические характеристики насоса по приведенным замерам

Рисунок 1.2-График зависимости КПД насоса НМ10000-210 от подачи

Составим сравнительные таблицы параметров насоса:

Таблица 1.13-Сравнения параметра (η ) насоса

Параметр режима	Н, м	Базовые значения, %	Фактические значения, %	Δη, %
η1	210	87,75	85,19	- 2,56
η2	217	85,78	83,2	- 2,58
η3	225	84,8	82,1	- 2,7
η4	240	83,81	81,6	- 2,21
η5	255	82,82	80,6	-2,22
η6	260	80,85	78,0	-2,85
η7	270	78,88	76,0	- 2,88
η8	275	71,99	69,0	- 2,99
η9	290	64,09	62,0	-2,09
η10	300	57,16	55,0	-2,16
η11	310	49,3	47,0	- 2,3

                                       

Таблица 1.13-Сравнения параметра (η ) насоса

Параметр режима	Н, м	Базовые значения, кВт	Фактические значения, кВт	Δ N , %
N 1	210	5424	5665	- 4,4
N 2	217	5505	5775	- 4,9
N 3	225	5278	5528	- 4,7
N 4	240	5182	5398	- 4,11
N 5	255	5019	5231	-4,2
N 6	260	4666	4905	-5,1
N 7	270	4352	4582	- 5,28
N 8	275	4210	4382	- 4,08
N 9	290	4121	4253	-3,2
N 10	300	3860	4013	-3,96
N 11	310	3431	3599	- 4,89

                                                                

 В результате сравнения базовых  (η ; N ) с фактическими  данными на основании  РД-153-39ТН-008-96 насосный агрегат необходимо вывести в капитальный ремонт т.к параметры  (η ; N ) базовое насоса снизилось более ,чем на 20%.