Онлайн поддержка
Все операторы заняты. Пожалуйста, оставьте свои контакты и ваш вопрос, мы с вами свяжемся!
ВАШЕ ИМЯ
ВАШ EMAIL
СООБЩЕНИЕ
* Пожалуйста, указывайте в сообщении номер вашего заказа (если есть)

Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Анализ напряжённо-деформированного состояния технологических трубопроводов нефтеперекачивающей станции с целью снижения на них нагрузки

марина_прокофьева 1250 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 50 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 02.10.2022
Работа посвящена анализу напряжённо-деформированного состояния технологических трубопроводов нефтеперекачивающей станции (НПС) «Молчаново» с помощью программного пакета «ANSYS». В данной работе были рассмотрены общие сведения о трубопроводах, классификация НПС, технологические трубопроводы. Для технологического трубопровода были определены и рассчитаны нагрузки, воздействующие на него, а также построена его математическая модель. На основе построенной математической модели методом конечных элементов в программном комплексе «Ansys» определены максимальные и минимальные значения напряжений и деформаций в трубопроводе. Отчёт написан на страниц, содержит рисунков, таблиц, библиография: источников.
Введение

Трубопроводный транспорт играет одну из ключевых ролей в системе нефтегазовой промышленности. Он является основным и наиболее экономичным видом транспортировки углеводородов от месторождений к конечному потребителю. Особое место в этой системе занимают технологические трубопроводы. Технологические трубопроводы нефтеперекачивающих станций характеризуются большим разнообразием влияющих на них силовых факторов и воздействий как статических, так и динамических, что объясняет практически постоянную неопределённость уровня их технического состояния. При производстве, транспортировке труб, выполнении монтажных и ремонтных работ, возникает предварительная пластическая деформация, ускоряющая процесс деформационного старения металла. В процессе эксплуатации трубопроводов повреждение металла происходит в локальных местах конструктивных элементов с дефектами различного происхождения, а сложности, возникающие при осмотре и приборном обследовании, увеличивают вероятность возникновения отказов. В процессе перекачки нефти и нефтепродуктов в системе трубопроводного транспорта насосные агрегаты и их технологические обвязки подвергаются большим вибрациям, приводящим к падению КПД насоса и снижению полезной мощности, к значительным энергетическим и экономическим потерям. Поэтому в целях повышения надежности технологических трубопроводов при проектировании, сооружении и эксплуатации трубопроводных систем появилась необходимость решения такой актуальной задачи, как оценка их технического состояния с помощью анализа напряжённо-деформированного состояния. Анализ напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов позволяет получить информацию о наиболее нагруженных участках трубопровода с предаварийной ситуацией и разработать комплекс необходимых мероприятий по снижению нагрузки, что в конечном итоге повысит надёжность трубопроводной системы. В качестве объекта исследования выступает техническое состояние технологического трубопровода насосного цеха НПС «Молчаново». Целью данной работы является исследование напряжённо-деформированного состояния технологической обвязки насосного агрегата нефтеперекачивающей станции «Молчаново». В соответствии с целью в работе решались следующие задачи: 1. Изучение нормативно-технической документации по теме исследования. 2. Анализ нагрузок, действующих на технологический трубопровод. 3. Построение математической модели трубопровода. 4. Определение максимальных и минимальных значений напряжений и деформаций в трубопроводе. 5. Разработка комплекса мероприятий по снижению нагрузки на технологический трубопровод.
Содержание

Введение 4 1. Общие сведения о нефтеперекачивающих станциях 6 1.1. Классификация нефтепроводов 6 1.2. Технологические трубопроводы 7 1.3. Нефтеперекачивающие станции, классификация и характеристика основных объектов 9 2. Вибродиагностический контроль технологической обвязки насосного агрегата 11 2.1. Техническое состояние трубопроводов 11 2.2. Классификация и виды дефектов 13 2.3. Вибродиагностика 16 3. Программные продукты инженерного анализа 22 4. Характеристика объекта исследования 26 5. Анализ напряжённо-деформированного состояния технологической обвязки насосного агрегата НПС «Молчаново» 30 5.1. Нагрузки, воздействующие на трубопровод 30 5.2. Математическая модель технологического трубопровода 34 5.3. Конечно-элементная сетка трубопровода 34 5.4. Результаты анализа напряжённо-деформированного состояния технологического трубопровода 35 6. Разработка комплекса мероприятий по снижению нагрузки на технологический трубопровод 43 6.1. Применение компенсатора сдвигово-поворотных перемещений малой жёсткости 43 6.2. Применение конструкции из массивных опор с упругодемпфирующим элементом 46 Список использованных источников 50
Список литературы

1. СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы». 2. ГОСТ 32569-2013 «Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации на взрывопожароопасных и химически опасных производствах». 3. Технологические трубопроводы и трубопроводная арматура [Текст]: учебное пособие / В.В. Филиппов; - Самара: СамГТУ, 2012. - 66 с. 4. ГОСТ Р 57512-2017 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения». 5. РД-75.200.00-КТН-119-16 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое обслуживание и ремонт механо-технологического оборудования и сооружений НПС. 6. РД-19.100.00-КТН-036-13 Методики технического диагностирования механо-технологического оборудования. Часть 2. Методики выполнения. 7. ГОСТ 32106-2013 Контроль состояния и диагностика машин. Мониторинг состояния оборудования опасных производств. Вибрация центробежных насосных и компрессорных агрегатов. 8. РД 08.00-60.30.00-КТН-016-1-05 Руководство по техническому обслуживанию и ремонту оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. 9. РД-23.040.00-КТН-387-07. Методика диагностики технологических нефтепроводов НПС. 10. ОР 07.00-29.12.90-КТН-002-2-00 Регламент технического обслуживания и диагностического контроля насосных агрегатов. 11. Патент РФ № 2002110394/06, 20.11.2003. Компенсатор сдвигово-поворотных перемещений малой жесткости// Патент России № 2227859. 2002. / Лепорк К.К., Анухин В.И., Хангильдин В.Г., Александров В.Н. 12. ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия». 13. Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ. Cоставители: Крец В.Г., Шадрина А.В., Антропова Н.А. Учебное пособие.- Томск: Изд. ТПУ, 2012. – 386 с. 14. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: учебное пособие для вузов / П.И. Тугунов [и др.]; под ред. А.А. Коршака. – 3-е изд., испр.. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008 – 656 с.: ил.. – Библиогр.: с. 654-655.. – ISBN 5-94423-023-1. 15. Прочность оборудования газонефтепроводов и хранилищ. / А.Л. Саруев, Л.А. Саруев; Томский политехнический университет. ? Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2013. – 120 с. 16. Рудаченко А.В. Исследования напряжённо-деформированного состояния трубопроводов: учебное пособие/ А.В. Рудаченко, А.Л. Саруев; Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета. 2011. -136 с. 17. Бруяка В.А. Инженерный анализ в ANSYS Workbench: Учеб. пособ./В.А. Бруяка, В.Г. Фокин, Е.А. Солдусова, Н.А. Глазунова, И.Е. Адеянов. – Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2010. – 271с.
Отрывок из работы

1. Общие сведения о нефтеперекачивающих станциях 1.1. Классификация нефтепроводов Трубопроводами называются сооружения из труб, деталей трубопровода и арматуры, плотно соединенных между собой, предназначенные для транспортирования газообразных и жидких продуктов. Нефтепроводы по своему назначению подразделяются на следующие группы: 1) промысловые – соединяющие скважину с установками подготовки нефти или с другими объектами на промыслах; 2) магистральные – транспортирующие товарную нефть и нефтепродукты из районов добычи, хранения или производства до конечного потребителя (пунктов налива в цистерны, нефтебаз, нефтеналивных терминалов, НПЗ); 3) технологические – транспортирующие нефть в пределах промышленного предприятия. В зависимости от условного диаметра в соответствии с СП 36.13330.2012 магистральные нефтепроводы подразделяются на четыре класса: I – 1000 – 1200 мм включительно; II – 500 – 1000 мм включительно; III – 300 – 500 мм включительно; IV – 300 мм и менее. СП 36.13330.2012 устанавливает категории магистральных нефтепроводов в зависимости от коэффициента условий работы при расчёте на прочность[1]: Таблица 1 – Категории трубопроводов Категория трубопровода Коэффициент условий работы трубопровода (при расчете на прочность, устойчивость и деформативность) m В 0,660 I 0,825 II 0,825 III 0,990 IV 0,990 К высшей категории В относятся участки нефтепроводов с Dу ? 1000 мм, проходящие через русловую часть судоходных рек и несудоходных с шириной зеркала воды более 25 м. К нефтепроводам I категории относятся участки с 700?Dу?1000, которые пересекают водные преграды протяженностью до 1000 м, болота III типа, железные дороги общей сети, автомобильные дороги I и II категории и тоннели в горной местности. К II категории нефтепроводов относятся под - и надводные переходы через реки, болота типа II, косогорные участки, переходы под дорогами, трубопроводы прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям. К III категории нефтепроводов относятся участки нефтепроводов с Dу? 700 мм, при подземной, наземной и надземной прокладке в северной строительно-климатической зоне; с Dу?700 мм, только при наземной и надземной прокладке в той же зоне; участки, проходящие через болота I типа, автомобильные дороги III, IV и V категории; трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь. К IV категории относят трубопроводы для транспортировки нефти с Dу? 700 мм, при подземной прокладке в северной строительно-климатической зоне[1]. 1.2. Технологические трубопроводы Технологические трубопроводы - внутриплощадочные нефтепроводы между точками врезки в магистральный нефтепровод на входе и выходе нефтеперекачивающей станции, линейной производственно-диспетчерской станции, перевалочной нефтебазы, приемно-сдаточного пункта. К технологическим трубопроводам относятся: • трубопроводы между местами соединения с линейной частью магистрального трубопровода на входе и выходе нефтеперекачивающей станции, включая трубопроводную арматуру; • трубопроводы, входящие в состав резервуарных парков и обвязки резервуаров; • трубопроводы сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления, обвязки емкостей сброса ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек; • трубопроводы сливных и наливных эстакад; • трубопроводы, обеспечивающие опорожнение стендеров морских терминалов, установок для рекуперации паров нефти; • дренажные трубопроводы и трубопроводы для утечек от насосных агрегатов, дренажа фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, узлов учета нефти/нефтепродуктов[2]. Технологические трубопроводы состоят из: • Прямых участков (линий); • Фасонных деталей (отводов, переходов, тройников, заглушек); • Опор и подвесок; • Запорно-регулирующей арматуры; • Контрольно-измерительных приборов и средств автоматики; • Антикоррозионной изоляции. По характеру размещения на промышленном объекте технологические трубопроводы делятся на: • Внутрицеховые – трубопроводы, которые соединяют агрегаты, машины и аппараты технологических установок одного цеха. • Межцеховые – трубопроводы, которые соединяют технологические установки разных цехов. По температуре рабочей среды технологические трубопроводы подразделяются на: • Холодные – работают при температуре среды tp ?50 °C, • Горячие – работают при температуре среды tp>50 °C. В зависимости от условного давления среды трубопроводы подразделяются: • Вакуумные - работают при абсолютном давлении среды <0,1МПа. • Cреднего давления - работают при значении избыточного давления среды, находящегося в пределах от 1,5 до 10 МПа. • Высокого давления - работают при значении избыточного давления среды, находящегося в пределах от 10 до 100 МПа. • Безнапорные - трубопроводы, в которых среда движется самотёком (давление близко к атмосферному). По способу прокладки трубопроводы классифицируются на: • Подземные – трубопроводы, прокладываемые в траншее под землей. • Наземные – трубопроводы, прокладываемые на земле. • Надземные – трубопроводы, прокладываемые над землей на стойках или опорах [3]. 1.3. Нефтеперекачивающие станции, классификация и характеристика основных объектов Нефтеперекачивающая станция (НПС) является площадочным объектом магистрального трубопровода, предназначение которого заключается в приёме, накоплении, учёте и поддержании требуемого режима перекачки нефти/нефтепродуктов по магистральному трубопроводу [4]. НПС магистральных нефтепроводов подразделяются на головные и промежуточные. Головные НПС располагают в близости от нефтяных про¬мыслов (МНП) или нефтеперерабатывающих заводов (МНПП). Они имеют следующее предназначение: приём нефти или нефтепродуктов и обеспечение их дальнейшей транспортировки по трубопроводу [14]. Все объекты, которые входят в состав перекачивающих станций, можно разделить на две группы: 1) Объекты технологического назначения, к ним относятся: насосные цеха; резервуарный парк; камеры пуска-приема очистных устройств; узлы предохранительных и регулирующих устройств; узлы переключения; узлы учета; технологиче¬ские трубопроводы с площадками фильтров и камерами задви¬жек; 2) Объекты вспомогательного на¬значения, к ним относятся: сооружение по водоснабжению; понижающая электростанция; сооружения по отведению бытовых и промышленных стоков; котельная ин¬женерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; меха¬нические мастерские; мастерские контрольно-измерительных приборов (КИП) и автоматики; гаражи; складские помещения. На головных НПС происходят основ¬ные технологические операции: приём и учёт нефти, закачка нефти и нефтепродуктов в резервуарный парк для хранения, откачка нефти и нефтепродуктов в трубопровод; прием, запуск средств очистки и диагностики. Также в их пределах производят перекачки внутри объекта. На головных станциях проводят под¬качку нефти из других источников поступле¬ния, например, с других трубопроводов. Таким образом, головные НПС выполняют ряд важных функций и занимают ключевое место во всей системе магистрального трубопровода. Промежуточные НПС повышают давле¬ние транспортируемой среды в нефтепроводе, располагаясь по трассе в соответствии с гидравлическим расчетом. В отличии от головных НПС промежуточные могут не иметь в своём составе резервуаров, либо их вместительность значительно меньше (в зависимости от принятой схемы перекачки). Отсутствуют на промежуточных НПС узлы учета, подпорная на¬сосная (при отсутствии резервуарного парка) [13]. Большая трудоёмкость и значительный объём работ при строительстве НПС магистральных нефтепроводов обуславливает наличие значительных экономических и трудовых затрат, а отсутствие развитой инфраструктуры в отдельных районах затрудняет привлечение трудовых ресурсов. Поэтому важнейшей задачей является снизить капитальные и эксплуатационные расходы на этапах строительства и эксплуатации НПС. Применение блочно-комплектных, блочно-модульных и НПС открытого типа в некоторых случаях помогает решить данную проблему. Отсутствие на территории капитальных зданий, со¬оруженных из кирпича, бетона, железобетона; вхождение всего оборудования, технологических коммуникаций, КИП и автоматики в со¬став функциональных блоков, собранных в виде транспор¬табельных монтажных блоков, блок-боксов и блок-контейнеров отличает данные виды НПС от НПС стационарного типа. Блочно-комплектные НПС включают в себя набор отдельно стоящих блоков и блок-боксов технологического, энергетического и вспомогательно-функционального назначения, а также общее укрытие для магистральных насосных агрегатов с технологиче¬скими трубопроводами и вспомогательными системами. Блочно-модульные НПС представляют собой дальнейшее раз¬витие блочно-комплектных насосных станций. На НПС этого типа все оборудование группируют по функциональным признакам в блок-модули. Блок-модули всех типов изготавливают только в за¬водских условиях. На блочно-модульных НПС отказались от мон¬тажа отдельно стоящих блоков с индивидуальными системами жизнеобеспечения, и вместо них применяют общие отапливае¬мые инвентарные укрытия требуемой площади. 2. Вибродиагностический контроль технологической обвязки насосного агрегата 2.1. Техническое состояние трубопроводов Под техническим состоянием объекта понимают состояние, характеризуемое в конкретный момент времени и в определенных внешних условиях значениями параметров, соответствующих технической документацией на данный объект. Контролем технического состояния технологического трубопровода является проверка соответствия текущих значений параметров их проектных значений, измененных в процессе эксплуатации. Современная концепция, основанная на принципе надежности трубопровода по контролю его технического состояния, подразумевает проведение диагностирования технического состояния и на его основе – оценку остаточного ресурса объекта контроля. Техническое состояние трубопровода характеризуется определенными параметрами, отвечающими за работоспособное состояние трубопровода. К контролируемым в процессе оценки технического состояния параметрам относятся: герметичность трубопровода; толщина стенки; геометрия трубопровода; состояние изоляционного покрытия; пространственное положение трубопровода. В основу оценки технического состояния трубопроводов положена гипотеза о возникновении аварии или инциденте (отказе) оборудования при наличии дефекта по причине наступления одного из следующих шести возможных предельных состояний: • снижение (спад) несущей способности конструктивных элементов трубопровода, при достижении которого эксплуатационный участок характеризуется такими остаточными деформациями, которые не позволяют дальнейшую эксплуатацию; • развитие и появление чрезмерных деформаций линейных участков и арматуры от воздействия статических и динамических нагрузок, при данном состоянии в трубопроводе происходит появление дополнительных искривлений и колебаний, не допускающих дальнейшую эксплуатацию; • коррозионное и эрозионное разрушение металла трубопровода, образование свищей, при данном состоянии появляются утечки продукта перекачки, что исключает дальнейшую эксплуатацию; • трещинообразование в металле трубопровода, характеризующееся потерей целостности и возможности разгерметизации, при этом дальнейшая эксплуатация становится невозможной; • риск аварии или инцидента в результате негативного воздействия на охранную зону. • несанкционированное повреждение или прокол конструктивных элементов трубопровода; 2.2. Классификация и виды дефектов Под дефектом технологического трубопровода понимается отклонение геометрии стенки трубы и сварного шва, ухудшение качества материала трубы, не соответствующее допустимым значениям нормативно-технических документов и возникающее на этапах изготовления, строительства или эксплуатации трубопровода, а также недопустимые конструктивные детали, установленные на трубопроводах и обнаруживаемые методами внутритрубной дефектоскопии, традиционными методами неразрушающего контроля. По геометрическим размерам дефекты классифицируют на: • Макродефекты – дефекты значительных размеров, которые могут быть обнаружены различными методами НК и большинством дефектоскопов; • Микродефекты – дефекты малых размеров, которые могут быть обнаружены лишь с применением современных дефектоскопических приборов. В зависимости от происхождения и причин образования выделяют: • Металлургические (производственно-технологические) дефекты; • Строительные дефекты; • Эксплуатационные дефекты. С точки зрения ремонтопригодности выделяют: • Исправимые дефекты – дефекты, устранение которых технически возможно и экономически рационально; • Неисправимые – дефекты, устранение которых связано с существенными затратами или невозможно. По степени влияния на работоспособность трубопровода различают дефекты: • Значительные – эксплуатация объекта возможна при существенном влиянии дефекта; • Критические – эксплуатация объекта невозможна. Все дефекты делятся на следующие группы: • дефекты геометрии трубы; • дефекты сварного шва; • дефекты стенки трубы; • комбинированные дефекты; • недопустимые конструктивные элементы. Дефекты геометрии трубы – дефекты, характеризующиеся изменением формы трубы. К ним относятся: • Вмятина - уменьшение проходного сечения трубы без излома оси нефтепровода, которое произошло в результате поперечного внешнего механического воздействия. • Гофр – местное уменьшение проходного сечения трубы, которое произошло из-за потери устойчивости от поперечного изгиба с изломом оси трубопровода, сопровождающееся поперечными выпуклостями и вогнутостями стенки. • Сужение (овальность) - уменьшение проходного сечения трубы, при котором сечение трубы имеет отклонение от окружности. К дефектам стенки трубы относятся: • Потеря металла — изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического и коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления; • Риска (царапина, задир) — потеря металла, являющаяся результатом взаимодействия стенки трубопровода с твердым телом при их взаимном перемещении; • Расслоение — несплошность металла стенки трубопровода; • Расслоение с выходом на поверхность (закат) — расслоение с выходом на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы; • Расслоение в околошовной зоне — расслоение, располагающееся непосредственно возле сварного шва; • Трещина — дефект, представляющий собой узкий разрыв металла стенки трубы. Потери металла различают на: • Объединенная потеря металла – это группа из двух и более коррозионных дефектов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов. • Одиночная потеря металла – это один дефект потери металла, расстояние от которого до ближайших потерь металла превышает значение 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта. Дефекты сварного соединения — это дефекты непосредственно в сварном шве или в околошовной зоне. К дефектам сварного шва относятся: трещины, шлаковые включения, непровары, поры, подрезы, несплавления и др. • Трещина, непровар, несплавление – дефекты в виде несплошности металла по сварному шву. • Смещение кромок – несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок свариваемых труб в стыковых сварных соединениях. • «Аномалия» сварных швов – это поры, шлаковые включения, подрез, наплывы, отклонения размеров шва от требований нормативных документов. • Косой стык – сварное стыковое соединение трубы с трубой (с катушкой, с соединительной деталью), в котором продольные оси труб расположены под углом друг к другу. Комбинированными дефектами являются различные комбинации нескольких видов дефектов. К дефектам трубопровода относятся: • Недопустимые конструктивные детали; • Несоответствующие НТД приварные элементы; • Недопустимые соединительные детали. Под недопустимыми соединительными деталями понимаются детали незаводского изготовления: отводы, заглушки, тройники, заплаты вварные, переходники и т.д [15]. 2.3. Вибродиагностика Диагностика насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций по вибрационным параметрам – один из самых эффективных и точных методов определения их технического состояния. В процессе длительной эксплуатации насоса происходит износ подшипников, что приводит к высоким уровням вибрации агрегата. Дальнейшая работа при таком режиме обязательно приведет к потере полезной мощности, падению КПД насоса и к негативному влиянию на состояние технологической обвязки. Вибродиагностика помогает избежать всех этих проблем. Вибродиагностика позволяет определять недопустимые значения уровня вибрации, влияющего на работоспособное состояние оборудования. Стационарная система вибродиагностики способна не только постоянно контролировать состояние насосного агрегата, но и определять качество его монтажа. Всё это делает возможным своевременное выявление дефектов и позволяет принять предупредительные меры, чтобы предотвратить внезапную поломку насосов. Такого рода подход к ремонту и обслуживанию рабочих агрегатов значительно сокращает затраты на капитальный ремонт и увеличивает срок межремонтной эксплуатации насосного оборудования на 20-30%. Международные стандарты определяют требования к измерительным приборам и методику их проведения. Так, вибромониторинг насосного оборудования выполняется с опорой на международный ГОСТ ИСО 10816, а по отечественному стандарту ГОСТ 32106-2013 проводится вибродиагностика центробежных насосов. Портативная виброаппаратура применяется в случае временного отсутствия стационарных устройств контроля или при необходимости в получении дополнительной информации об уровне вибрации, возникающей в технологической обвязке. Вибрация замеряется портативной аппаратурой только в строго установленных отмеченных маркером местах, предварительно зачищенных от грязи, пыли и краски. Измерение осевой и горизонтальной составляющих вибрации проводят ниже оси вала насоса на 2-3 мм по середине длины вкладыша. Вертикальная составляющая измеряется на крышке подшипника (верхняя часть) на середине вкладыша (рисунок 1). Рисунок 1 – Места измерения вибрации на насосном агрегате Жесткость крепления рамы агрегата к фундаменту определяется как при плановом, так и при неплановом виброконтроле на всех креплениях или в их области на расстоянии не более 10 см от них. При проведении диагностики виброаппаратура должна удовлетворять требованиям ГОСТ ИСО 2954. Кроме аппаратуры для измерения среднего квадратичного значения вибрации широко применяется универсальная виброанализирующая аппаратура с опцией измерения спектральных составляющих вибрации и амплитудно-фазовых характеристик [8]. Параметры, по которым производится анализ технического состояния оборудования и вибродиагностика: • Допустимый уровень вибрации. Проводится сравнение максимального уровня вибрации с допустимым значением. • Скорость изменения вибрации относительно базовой характеристики. Проводится сравнительный анализ изменения скорости СКЗ виброскорости с базовыми характеристиками, полученными после 72-х часовой обкатки нового насосного агрегата или после его ремонта. • Спектральные характеристики. Проводится анализ зависимости амплитуды вибрации от частот, отнесенных к определенным дефектам или специальным спектральным функциям. Работоспособность насосных агрегатов определяют при оперативной, плановой и неплановой вибродиагностике. Оперативный диагностический контроль позволяет проводить постоянный мониторинг уровня вибрации насосного агрегата с возможностью регистрации информации о величине вибрации. Проводится оператором НПС с периодичностью два часа визуально по показаниям КИП. Показания заносятся в ведомость оперативных диагностических контролей. Нормы вибрации магистральных насосов приведены в таблице 2. По результатам оперативного контроля проводится анализ уровня вибрации, при котором сравнивается: • текущее значение вибрации с допустимым, с учетом режима перекачки; • скорость изменения вибрации относительно предыдущих измерений. Делаются выводы об общем вибросостоянии насосного агрегата и о необходимости проведения дополнительных вибродиагностических работ. При выполнении дополнительных вибродиагностических работ анализируются спектральные и амплитудо-фазовые характеристики вибрации. Таблица 2 – Нормы вибрации магистральных насосов мм/с Оценка вибросостояния агрегата Оценка длительности эксплуатации До 2,8 Отлично Длительная Свыше 2,8 до 4,5 Хорошо Длительная Свыше 4,5 до 7,1 (для номинальных режимов) Удовлетворительно, необходимо улучшение Ограниченная Свыше 4,5 до 7,1 (для режимов, отличных от номинальных) Удовлетворительно Длительная Свыше 7,1 до 11,2 (для режимов, отличных от номинальных) Удовлетворительно, необходимо улучшение Ограниченная Свыше 11,2 Неудовлетворительно Недопустима Примечание. При режимах перекачки, отличных от номинального, и интенсивности вибрации насоса при этом свыше 7,1 до 11,2 мм/с длительность эксплуатации магистральных и подпорных насосов ограничивается до замены рабочих колес насосов на колеса соответствующей подачи Плановый вибродиагностический контроль включает оценку текущего технического состояния насоса, составляется прогноз его работоспособности с определением времени до ремонта или до следующего вибродиагностического контроля, уточняется объем и вид ремонта, качество ремонта. Периоды времени между плановыми диагностическими контролями определяются для каждого насоса с учетом прогнозных оценок предыдущего диагностического контроля, срока службы и показателей надежности данного насоса в соответствии с РД 153-39ТН-008-96. При плановом диагностическом контроле производится определение КПД насосного агрегата. Для магистральных и подпорных насосов кроме планового контроля через каждые 2000 ч наработки осуществляется оценка КПД и напора. При отклонении напора насоса от базовых (послеремонтных) значений в сторону уменьшения на 4 % и более, а КПД насоса более 3-4 % в зависимости от типоразмера необходимо провести техническое обследование насосного агрегата, запорной арматуры и вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса, некачественного выполнения литья и механической обработки. Порядок определения напора и КПД насосного агрегата изложен в РД 39-3-477-80 и РД 39-0147103-342-89. Результаты определения КПД записываются в акт планового диагностического контроля или составляется отдельный протокол измерений [8]. Плановый контроль осуществляют специалисты по вибродиагностике по графикам диагностических контролей. Контролируются СКЗ и спектральные составляющие виброскорости на всех подшипниковых опорах в трех взаимноперпендикулярных направлениях и СКЗ виброскорости на лапах насоса и электродвигателя или лапах подшипниковых стояков и раме электродвигателя в вертикальном направлении. Данные заносятся в паспорт (формуляр) насосного агрегата и составляется акт проведения планового диагностического контроля, которые хранятся у инженера-механика НПС. Неплановый контроль проводят специалисты по вибродиагностике 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 и подпорных насосов или величину, равную 0,9 от предельно допустимого значения - для вспомогательных насосов; • если интенсивность вибрации превысила базовое значение в два раза; • если интенсивность вибрации на лапах корпуса насоса превысила 1,8 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 температура подшипников изменилась на 100 °С относительно базового значения в определенных климатических условиях (зима, лето). В объем непланового диагностического контроля входят работы планового контроля, а также проверка в зависимости от результатов оперативного диагностического контроля и характера отклонений измеряемых величин: • проверка центровки агрегата; • осмотр и оценка технического состояния соединительной муфты; • разборка подшипниковых узлов и осмотр деталей, контроль затяжки гайки; • демонтаж и осмотр деталей торцовых уплотнений; • измерение и анализ спектральных составляющих виброскорости в дополнительных точках в соответствии с методиками по вибродиагностике с целью определения причин повышенной вибрации и объема ремонтных работ. Оформление результатов внепланового диагностического контроля осуществляется так же, как и при плановом диагностическом контроле. Оценка вибросостояния конкретного насоса выполняется с учетом режима его работы (подачи). Для этого регистрируются значения вибрации на нескольких эксплуатационных режимах в начальный период эксплуатации нового насоса или после его ремонта и строится зависимость вибрации от подачи насоса Для каждого конкретного агрегата и его рабочего колеса рекомендуется получить тренд (рисунок 2), на основе котор
Условия покупки ?
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 64 страницы
1200 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 93 страницы
5500 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 56 страниц
1000 руб.
Служба поддержки сервиса
+7 (499) 346-70-XX
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg