Аналитика



Глава iv. анализ состояния и изменения во времени нефтедобычи, запасов нефти, ее экспорта и переработки по странам опек

Глава IV.

Анализ состояния и изменения во времени нефтедобычи, запасов нефти, ее экспорта и переработки по странам ОПЕК

§ 1. Вводные замечания

Уже с шестидесятых годов к вопросам экспорта нефти, ее запасов и нефтедобыче в странах ОПЕК (так названа организация нефтеэкспортирующих стран — «Организэйшн петролеум экс-портед кантриз») было приковано неослабное внимание не только специалистов-нефтяников, но и экономистов и политиков во всех странах мира. Весьма ярко проявилось это и в нынешнем году, когда даже через газетные статьи старались довести до сведения читателей экономическую и политическую важность предстоящей, а затем уже и состоявшейся очередной сессии стран организации ОПЕК.

С возможными результатами решений каждой такой сессии во многих зарубежных странах связывали перспективы изменения не только своей, но и мировой экономики и политики. Было понятно, что все ожидаемые события также могут оказать то или иное влияние на экспорт, нефтедобычу и экономику нашей страны.

Учитывая сказанное, становится понятной существенная актуальность данной главы, содержание которой достаточно полно отражено в ее заглавии.

Работе над данной главой способствовала возможность использовать сведения не только из зарубежных журналов, но и особенно из впервые (и до сих пор только один раз) опубликованного секретариатом организации ОПЕК статистического бюллетеня [1]. Этот бюллетень, опубликованный в 1998 г. в Вене, охватывает не только весьма богатый статистический материал, относящийся в основном к странам ОПЕК, но и многие, необходимые для сопоставлений сведения по другим регионам мира.

Данная глава написана на основании моих отчетов, выполнявшихся в лаборатории по изучению и обобщению зарубежного опыта нефтедобычи (ЛИОЗО) Российского государственного университета (РГУ) нефти и газа; представляет собой отнюдь не реферат бюллетеня (статистического сборника) [1], а результат его критического анализа. Используя статистические сведения из каких-либо таблиц бюллетеня, нужно было для анализа эти сведения пересчитывать, комбинировать и составлять другие таблицы, которые смогли бы отражать новые ракурсы сопоставлений и указывать новые характерные (не входившие в таблицы бюллетеня) величины — такие, например, как величины начальных (а не только текущих) извлекаемых запасов нефти по странам, кратности запасов, темпов годичного процентного извлечения запасов, отношений величин накопленной добычи нефти (за все время разработки) к начальным извлекаемым запасам, что соответствовало степени их текущего истощения и т. д.

Конечно, на основании обработки и переработки исходных статистических данных автор этой книги стремился выявить принципиальные различия в состоянии и перспективах изменения запасов, темпов добычи, экспорта и переработки нефти, и тем самым, различия в соответствующей политике не только в каждой из стран, входящих в состав ОПЕК, но и некоторых других крупнейших нефтедобывающих стран мира.

Самые последние сведения основного используемого бюллетеня [1] соответствуют данным за 1997 г. и на начало 1998 г.; однако в нем еще приводятся многие сведения за двадцатилетний период — начиная с 1977 по 1997 г. включительно. Отсутствие в бюллетене самых последних сведений за 1998 и 1999 гг. на принципиальные выводы автора не могло повлиять. Однако автор дополнил свою работу соответствующими новейшими данными, заимствованными из других источников [2, 3]374.

Примечание

В нашей стране величины добычи и запасов нефти обычно выражаются в весовых единицах — тоннах. В бюллетене [1] все соответствующие величины выражаются в объемных единицах — баррелях. Поэтому в данной работе автор ограничился пересчетом всех соответствующих величин от баррелей только к объемным единицам — м3. Ведь надо было учесть, что в каждой из стран ОПЕК добываются нефти различной степени плотности и удельного веса. Поэтому при пересчетах баррелей в тонны пришлось бы принимать разные пересчетные коэффициенты для каждой из стран. Но и это имело бы только видимость точности пересчетов баррелей в тонны. На самом же деле следовало еще учитывать, что и внутри каждой из стран ОПЕК нефти имеют разные плотности (разные удельные веса) не только на разных месторождениях, но и в разных пластах каждого из месторождений, и даже, если быть точными, то и в пределах одного и того же пласта. Кроме того, в бюллетене приводятся сведения в баррелях, относящиеся к продуктам переработки нефти; для перевода в тонны величин, отраженных в таких сведениях, пришлось бы вводить еще новые пересчетные величины.

Исходя из всего сказанного, понятно, почему автор данной работы ограничился только пересчетом баррелей в м3.

Однако если читатели захотят сделать сколько-нибудь надежные пересчеты баррелей нефти в тонны, то можно рекомендовать в целом для всех стран ОПЕК следующий пересчет: разделить выраженную в м3 величину на 1,171, и тогда получится величина, выраженная в тоннах; или выраженную в м3 величину умножить на 0,854, и тогда также получится величина, выраженная в тоннах. Объясняется это так: 1 м3 = 6,289 баррелей, кроме того, в целом для нефтей стран ОПЕК осредненно принимается, что 1 тонне нефти соответствует ее объем 7,365 баррелей. Поэтому и получаются упомянутые выше такие результирующие числа: 7,365/6,289 = 1,171; 6,289/7,365 = 0,8539 = s 0,854.

§ 2. Некоторые наиболее важные данные по странам ОПЕК в целом по сравнению с одноименными данными в целом по всему миру

Приведем сначала некоторые из таких наиболее важных данных в целом по странам ОПЕК и по всему миру — см. табл. 23, 24, 25, которые сразу делают очевидным: почему ОПЕК может иметь и имеет столь сильное влияние на состояние и перспективы (во всяком случае на многие ближайшие годы) развития всей мировой нефтедобывающей промышленности, и тем самым на мировую экономику и политику.

Таблица 23

Добыча

нефти

ОИЗ

Число

скважин,

дающих

нефть

Среднесуточный дебит 1 скв.

ОИЗ на 1 скв.

млрд.

м3

%

млрд.

м3

%

млрд.

м3

%

м3/сут

относите л ь-но

м3

относится ь-но

ОПЕК

в

целом

1,48

40,4

128

76,1

35049

3,83

115

10,5

3.652.000

19,8

Во

всем

мире

3,66

100

168

100

915068

100

10,9

1

184.000

1

Таблица 24

НДН млрд. м3

НИЗ млрд. м3

НДН/НИЗ,

%

Добыча

Крат

ность

ОИЗ

НИЗ

%

ОИЗ

%

ОПЕК

в

целом

51,4

179

28,7

0,83

1,16

86,5

Во

всем

мире

128

296

43,2

1,24

2,18

45,9

Дадим пояснения по поводу использованных в табл. 23 и 24 сокращенных обозначений, большинство из которых достаточно широко общепринято:

Важнейшие данные по странам ОПЕК в сравнении с данными по всему миру (данные о добыче приведены за 1997 г., а все остальные — по состоянию на 1.1.1998 г.)


Важнейшие данные, основанные на сведениях таблицы 23, по странам ОПЕК в сравнении с данными по всему миру; все данные по состоянию на 1.1.1998 г. с учетом добычи нефти за 1997 г.


ОИЗ — остаточный извлекаемый запас нефти (та оставшаяся часть балансового или геологического запаса нефти, которую считается возможным извлечь из пласта при данном состоянии техники, технологии и экономики);

НДН — накопленная добыча нефти с начала разработки к данному моменту;

НИЗ — начальный извлекаемый запас нефти, равный сумме НДН и ОИЗ.

При изменении техники и технологии добычи нефти, изменении системы разработки и экономики величина ОИЗ может переоцениваться. В табл. 23 и 24 взята величина ОИЗ, указанная в бюллетене [1] на 1.1.1998 г. Величина НИЗ, подсчитанная автором данной работы суммированием величин ОИЗ и НДН, должна считаться начальным извлекаемым запасом нефти таким, каким он должен оцениваться к тому же сроку, т. е. к 1.1.1998 г.

Отношение НДН/НИЗ характеризует степень истощения НИЗ к данному сроку, т. е. отобранной из ее начального извлекаемого запаса.

Отношения Добыча/НИЗ, Добыча/ОИЗ характеризуют годичные темпы извлечения нефти соответственно по отношению к начальному и оставшемуся извлекаемому запасам нефти.

Кратность ОИЗ равна отношению величины ОИЗ на начало года (в таблицах 23 и 24 — на начало 1998 г.) к добыче за предшествующий год. Число кратности по существу равно числу лет, за которое мог бы быть отобран весь ОИЗ, если бы добыча нефти продолжалась достигнутыми в предыдущий год темпами.

При подсчете среднесуточного дебита одной скважины допускается некоторая неточность: учитывается число скважин в конце года, а точнее, следовало бы учитывать полусумму чисел скважин в начале и в конце года.

В последних двух столбцах таблицы 23 подсчитано во сколько раз среднесуточный дебит и ОИЗ на одну скважину в ОПЕК превосходят такие же средние величины в мире.

Для анализа нефтедобычи в ОПЕК в целом вполне можно было бы ограничиться табл. 23 и 24, так как хотя в них приведены данные только за 1997 г. и по состоянию на 1.1.1998 г., но за последние два года не произошло таких изменений в сравниваемых показателях, которые могли бы принципиально повлиять на результаты анализа. Однако автор по двум причинам счел полезным составить, кроме табл. 23 и 24, еще таблицу 25 с показателями за 1999 г. и на 1.1.2000 г.

Таблица 25

Важнейшие сравнительные сведения по странам ОПЕК и по всему миру (данные по добыче приводятся за 1999 г., а все остальные — по состоянию на 1.1.2000 г.)

Добыча

нефти

ОИЗ

Число

скважин,

дающих

нефть

Средне

суточный

дебит

1 СКВ.

ОИЗ на 1 скв.

Крат

ность

ОИЗ

млрд.

м3

%

млрд.

м3

%

всего

%

м3/сут

отно

си

тельно

м3

отно

си

тельно

ОПЕК

в

целом

1,54

41,2

128

79,0

36796

4,0

115

10,3

3479000

18,9

83,1

Во

всем

мире

3,74

100

162

100

917815

100

11,2

1

184000

1

43,3

Во-первых, важно было подтвердить принципиальное совпадение сравнительных показателей табл. 25 с табл. 23 и 24, хотя они составлены на разные сроки и по разным первоисточникам. Напомню, что табл. 23 и 24 составлены на основании бюллетеня [1], опубликованного секретариатом ОПЕК в 1998 г., а табл. 25 составлена на основании совсем других первоисточников — журналов [2 и 3], опубликованных соответственно в конце 1999 г. и в начале 2000 г.

При сопоставлении табл. 23 и 25 сразу обращает на себя внимание полное совпадение абсолютных величин (128 млрд. м3) ОИЗ в этих таблицах, хотя, конечно, они могли бы различаться, так как подсчитаны на разные сроки — на 1.1.1998 г. и на 1.1.2000 г.375

Такое полное совпадение вполне можно было бы объяснить разными способами и, соответственно, разными результатами оценок величин ОИЗ в бюллетене [1] и в журнале [2]. Однако для подтверждения хорошего согласия в сведениях, приводимых в бюллетене [1] и в журнале [2], рассмотрим подсчеты, выполненные в этих двух первоисточниках на одну и ту же дату. Именно величина ОИЗ на 1.1.1998 г. в бюллетене [1] указана равной 127,99 млр. м3, а в журнале [2] — равной 126,75 млрд. м3. Расхождение между этими величинами составляет всего лишь 0,98 %.

Итак, можем утверждать, что табл. 23 и 25 хорошо согласованы. Приведенные в них важнейшие показатели совершенно убедительно подтверждают самый важный факт — особую значимость ОПЕК в мировой нефтедобыче и запасах нефти.

Так, например, доли ОПЕК по сравнению с общемировыми составляли в 1997—1999 годах:

—    по годовой добыче нефти — 40—41 %;

—    по оставшемуся на 1.1.1998 г. и на 1.1.2000 г. извлекаемому запасу нефти (ОИЗ) — 76—79 %;

—    по начальному извлекаемому запасу (НИЗ) — более 60 %.

По величине кратности ОИЗ ОПЕК превосходит общемировую почти в 2 раза (см. последние столбцы табл. 24 и 25).

Надо особо отметить, что такие высокие показатели ОПЕК в добыче нефти достигнуты несмотря на то, что по числу скважин, дающих нефть, доля ОПЕК составляет 3,8—4 % от числа таких же скважин во всем мире. Но средние дебиты скважин и оставшиеся извлекаемые запасы нефти на одну скважину в странах ОПЕК превышали общемировые в 1999 г. соответственно в 10,3 ив 18,9 раза.

Еще разительнее контраст между показателями стран ОПЕК по сравнению с показателями стран всего мира за исключением ОПЕК. Действительно, для всех стран мира, кроме стран ОПЕК, из таблицы 24 вычитанием можно определить на 1.1.2000 г. величину ОИЗ 34 млрд. м3, число скважин 881019 и годовую добычу за 1999 г., равную 2,200 млрд. м3. Следовательно, средний дебит одной скважины оказывается равным 6,84 м3/сут, а ОИЗ на одну скважину — 38592 м3. Первая из этих величин меньше средней для ОПЕК 115 м3/сут в 16,8 раза (!!), а вторая — меньше средней для ОПЕК 3479000 м3 в 91,1 раза!

Среднюю величину кратности ОИЗ для всех стран мира, кроме стран ОПЕК, определяем делением ОИЗ 34 млрд. м3 на годовую добычу 2,2 млрд. м3 равной 15,4, т. е. она оказывается меньше средней кратности 83,1 для ОПЕК в 5,4 раза!

§ 3. Сопоставление данных о добыче и запасах нефти по каждой стране и в процентах по отношению к ОПЕК в целом

В таблице 26 приведены данные о добыче нефти в 1997 г. и о ее запасах по состоянию на 1.1.1998 г. по каждой стране и в процентах по отношению к ОПЕК в целом. Все сокращенные наименования, используемые в данной и последующих таблицах, уже были пояснены в предыдущем параграфе в связи с рассмотрением таблиц 23, 24, 25. Остается пояснить лишь сокращенное наименование ОАЭ — оно относится к Объединенным Арабским Эмиратам, включающим 7 арабских княжеств, главные из которых Абу-Даби, Дубай, Шарья.

В данной и последующих таблицах названия 11 стран, входящих в настоящее время в состав ОПЕК, располагаются в порядке убывания величин их годовой добычи нефти. В первой из этих стран — Саудовской Аравии — годовая добыча нефти составляет почти 1/3 всей годовой добычи ОПЕК. Такое же место среди стран ОПЕК Саудовская Аравия занимает и по самым большим величинам ОИЗ, НДН и НИЗ.

Второе место по годовой добыче и по НИЗ занимает Иран.

Предпоследнее и последнее места в таблице по годовой добыче и по НИЗ занимают Алжир и Катар; их вклад в ОПЕК по этим показателям составляет соответственно немногим более 3 и 1 %.

За последние годы годовая добыча нефти росла (почти непрерывно) только в ОАЭ. Однако следует учитывать, что в большинстве стран ОПЕК уровни добычи нефти ограничиваются самими правительствами этих стран, а не только квотами, распределяемыми между ними секретариатом ОПЕК (конечно, на основании согласованных решений, принимаемых на регулярно проводимых совещаниях всех этих стран ОПЕК).

В 6 странах ОПЕК среди скважин, дающих нефть, большинство фонтанирующих (в том числе по Саудовской Аравии 93 %, по 2 странам более 83 %, по 2 странам более 73 %, и в одной

Таблица 26

Данные по каждой из стран ОПЕК и в процентах по отношению к ОПЕК в целом

Страна

Добыча

нефти

ОИЗ

НДН,

млрд.

м3

НИЗ,

млрд.

м3

Крат

ность-

ОИЗ

НДН,

низ

%

Добы

ча

НИЗ

%

млн.

м3

%

млрд.

м3

%

1. Саудовская Аравия

465

31,5

41,59

32,5

13,12

54,71

89,4

24,0

0,85

2. Иран

209

14,2

14,72

11,5

7,58

22,30

70,4

34,0

0,94

3. Венесуэла

140

9,5

11,92

9,3

7,72

19,64

85,1

39,3

0,71

4. ОАЭ

125

8,5

15,55

12,2

2,79

18,34

94,2

15,2

0,68

5. Кувейт

116

7,9

15,34

12,0

4,76

20,10

132,2

23,7

0,58

6. Нигерия

109

7,4

3,31

2,6

2,94

6,25

30,3

47,0

1,74

7. Ливия

81

5,5

4,69

3,7

3,26

7,95

57,9

41,0

1,02

8. Ирак

80

5,4

17,9

14,0

3,83

21,72

223,6

17,6

0,37

9. Индонезия

77

5,2

0,79

0,6

2,77

3,56

10,3

77,9

2,16

10. Алжир

49

3,3

1,60

1,3

1,74

3,34

32,6

52,2

1,47

11. Катар

24

1,6

0,59

0,5

0,85

1,44

24,6

59,0

1,67

ОПЕК

1476

100

128,0

100

51,36

179,35

86,7

28,6

0,82

65 %), т. е. по 6 странам из 11 доля фонтанирующих скважин >65 %, а еще в двух — в Иране и Кувейте — все скважины с фонтанной добычей.

В Саудовской Аравии сейчас только 7 % скважин с механизированной добычей; несколько лет тому назад их было еще меньше. В то время, просматривая помесячные публиковавшиеся сводки добычи нефти, автор выявил, что в некоторые месяцы уровень добычи соответствовал выше чем 500 млн. т/год, хотя уже тогда правительство Саудовской Аравии допускало общегодовую добычу по стране не выше 400 млн. т.

Ограничение уровней добычи нефти, легко осуществляемые соответствующим штудированием фонтанирующих скважин, соответствовало политике сбережения запасов нефти. Хотя запасы нефти были огромными, но они были если не единственным, то главным богатством страны. Добыча нефти обеспечивала высокие доходы стране, но в условиях малой развитости промышленного хозяйства страны получаемые большие деньги невозможно было быстро использовать внутри страны; приходилось вкладывать их в иностранные банки, что в условиях инфляции было маловыгодным делом.

Условия, аналогичные Саудовской Аравии, были и во многих других странах ОПЕК. Такие условия, помимо необходимости противостоять крупным иностранным монополиям, побуждали страны входить в ОПЕК и устанавливать квоты на добычу нефти.

Приведенные в последних столбцах данные свидетельствуют о том, что в первых пяти по годовой добыче и запасам нефти (и ОИЗ и НИЗ) странах ОПЕК темпы отбора нефти сравнительно низки — в пределах от 0,58 % до 0,90 %, т. е. менее 1 % от НИЗ за год. И в целом по ОПЕК годовой темп отбора нефти равен всего лишь 0,82 % от НИЗ. Причем такие темпы отбора выдерживаются на сравнительно ранних стадиях разборки, когда отношение накопленной добычи нефти (НДН) к НИЗ (т. е. степени истощения начального извлекаемого запаса нефти) мало — например: 24 % по Саудовской Аравии и только 15,2 % в ОАЭ.

Самые высокие темпы извлечения нефти в Индонезии и Нигерии — величины отношения годовой добычи к НИЗ соответственно равны 2,16% и 1,74% (см. предпоследний столбец табл. 26). В Индонезии и наиболее высокая выработанность НИЗ — 77,9 %, и наименьшая кратность ОИЗ — 10,3, т. е. при существующих темпах добычи нефти и при отсутствии прироста извлекаемых запасов нефти они могут быть выработаны немногим более чем за 10 лет.

Только в Индонезии за последние 20 лет оставшийся извлекаемый запас нефти (ОИЗ) не только не увеличился, как во всех других странах ОПЕК, но даже сократился на 21,4%. Причем столь неблагоприятная картина по Индонезии имела место при почти непрерывном снижении уровней добычи нефти за те же 20 лет; наибольшая годовая добыча в Индонезии была в 1977 г., т. е. в начале рассматриваемого периода (см. табл. 27).

Общее снижение годовых уровней добычи с 1977 г. произошло по ОПЕК в целом и почти по всем странам (за исключением ОАЭ и Венесуэлы), хотя в Венесуэле более высокие уровни добычи нефти были и до 1977 г. Следует напомнить, что во время войны Венесуэла обогнала СССР по уровню добычи нефти и по этому показателю занимала с начала 50-х годов второе после США место в мире. При снижении уровня годовой добычи нефти величины ОИЗ и НИЗ в целом по ОПЕК и по всем рассматриваемым странам (кроме Индонезии) за двадцатилетний период — с 1.1.1978 г. по 1.1.1998 г. — увеличились; наибольшее в процентах увеличение ОИЗ имело место в Венесуэле, Ираке, ОАЭ (см. табл. 27). В этой же таблице сравнены среднегодовые за 20 лет абсолютные приросты ОИЗ (см. второй столбец табл. 27) с наибольшими и наименьшими величинами годовой добычи нефти в том же периоде по каждой стране и ОПЕК в целом (см. последние столбцы табл. 27). По ОПЕК в целом среднегодовое увеличение ОИЗ, равное 2,838 млрд. м3, оказалось выше наибольшей годовой добычи 1,790 млрд. м3 (см. эти показатели во 2-м и 3-м столбцах нижней строки табл. 27). Несмотря на большую накопленную за 20 лет добычу нефти, ОИЗ в ОПЕК в целом вырос почти на 80 % (см. 1-й столбец в нижней строке табл. 27).

При уже отмеченном увеличении ОИЗ за 20-летний период по каждой стране (кроме Индонезии) даже среднегодовой прирост величины ОИЗ оказался по каждой из стран (Саудовской Аравии, Венесуэле, ОАЭ, Кувейту, Ираку) выше наибольшей годовой добычи нефти в стране (см. табл. 27).

Судя по табл. 28, прирост НДН за 20 лет, т. е. количество нефти 25,616 млрд. м3, добытой за этот же промежуток времени, было сравнительно велико. Однако более чем вдвое выше оказался прирост ОИЗ 56,712 млрд. м3, и более чем втрое (по сравнению с НДН) — прирост НИЗ 82,388 млрд. м3. Это доказывает, что в ОПЕК, увеличивая (или сохраняя или даже уменьшая в отдельные годы) добычу нефти, все время стремились к увеличению запасов нефти; непрерывно возрастал как НИЗ, так и ОИЗ.

Таблица 27

Общие и среднегодовые изменения в величине ОИЗ за 20 лет (с 1.1.1978 г. по 1998 г.); наибольшие и наименьшие величины годовой добычи нефти за тот же период

Страна

Общее

изме

не

ние

(увели

чение)

ОИЗ,

%

Средне-годовые приросты ОИЗ, млн. м3

Наибольшая годовая добыча нефти

Наименьшая годовая добыча нефти

млн.

м3

год

млн.

м3

год

1. Саудовская Аравия

59,4

775

575

1980

184

1985

2. Иран

52,5

243

329

1977

91

1981

3. Венесуэла

322,3

463

140

1997

91

1985

4. ОАЭ

201,4

520

125

1997

59

1985

5. Кувейт

37,5

210

145

1979

11

1991

6. Нигерия

11,8

18

134

1979

72

1983

7. Ливия

31,0

56

121

1979

56

1987

8. Ирак

225,9

620

202

1979

17

1991

9. Индонезия

-21,4

-11

98

1977

67

1987

10. Алжир

52,4

27

67

1978

38

1987

11. Катар

6,7

1,5

29

1979

13

1987

ОПЕК

79,7

2838

1790

1977

870

1985

Конечно, рост ОИЗ и НИЗ происходил за счет уделения внимания разведочным работам на нефть, несмотря на уже достигнутое богатство ее запасов. В следующем параграфе будет указано число действующих буровых станков даже в конце рассматриваемого периода.

Таблица 28

Сопоставление величин ОИЗ, НИЗ на 1.1.1978 г., 1.1.1998 г., и их прирост за 20 лет по ОПЕК в целом

Даты

НДН

млрд.м3

ОИЗ,

млрд.м3

низ,

млрд.м3

ндн

низ

%

Добыча за предшествующим год в % к НИЗ

Приросты за 20 лет, млрд. м3

ндн

ОИЗ

НИЗ

1.1.1978

25,739

71,217

96,956

26,55

1,85

25,616

56,752

82,388

1.1.1998

51,355

127,969

179,344

28,63

0,82

§ 4. Анализ характеристики фонда скважин по каждой из стран ОПЕК и по ОПЕК в целом

В табл. 29 приведены сведения по каждой из стран ОПЕК и по ОПЕК в целом об общем количестве скважин, дающих нефть, и о способах добычи нефти из них по состоянию на 1.1.1998 г. Кроме того, указаны данные о числе пробуренных скважин (всех, дающих нефть, и сухих — «драй») в 1997 г., их глубине, среднесуточном дебите и числе действовавших буровых станков.

Для характеристики фондов скважин следует отметить, что в двух странах — Иране и Кувейте — все скважины были фонтанными, почти все были фонтанными в Саудовской Аравии. По этим трем странам выделяются наибольшие величины среднесуточных дебитов скважин.

Наоборот, в Венесуэле и Индонезии почти все дававшие нефть скважины на 1.1.1998 г. были с механизированной добычей; среднесуточные дебиты скважин по нефти были (по сравнению с другими странами ОПЕК) самыми малыми, общие количества скважин в 1997 г. — самыми большими, средние глубины скважин — относительно самыми малыми, количество действовавших буровых станков было самым большим.

Относительно большое количество действовавших в 1997 г. буровых станков в Венесуэле хорошо согласуется с относительно самым большим приростом, на 322 % ОИЗ в этой стране за 20 лет (см. табл. 25). В Индонезии же относительно большое коли-

Таблица 29

Сведения по каждой из стран ОПЕК и по ОПЕК в целом об общем числе скважин, дававших нефть (в том числе с механизированной добычей) по состоянию на 1.1.1998 г.; сведения об общем числе и глубине скважин, пробуренных в 1997 г., их среднесуточных дебитах по нефти

и о числе действовавших буровых станков

Страна

Число скважин, дающих нефть, на 1.1.1998 г.

1997 г.

С меха-ни-зиро-ванной добычей

Всего

Сред

ний

дебит

нефти

1 СКВ.,

м376/сут

Число скважин, пробуренных за год

Сред

няя

глуби

на

сква

жин,

м

Число

дей

ство

вавших

буро

вых

стан

ков

всего

неф

тяных

сухих

1. Саудовская Аравия

10

1565

814

305

н/д

н/д

2670

28

2. Иран

0

1121

511

125

112

5

2258

23

3. Венесуэла

14339

15584

25

1088

1013

1

1866

108

4. ОАЭ

379

1435

240

148

72

7

3079

24

5. Кувейт

0

788

405

45

29

0

2072

9

6. Нигерия

387

2251

132

137

95

9

2856

10

7. Ливия

515

1470

148

128

96

20

2158

19

8. Ирак

н/д

н/д

н/д

н/д

н/д

н/д

н/д

7

9. Индонезия

8099

8729

2,5

1006

528

23

1061

61

10. Алжир

328

1214

110

105

57

4

2785

30

11. Катар

43

360

178

121

100

н/д

2029

16

ОПЕК

24465

35049

115

3254

2138

141

1862

335

Примечания:

чество буровых станков, действовавших в 1997 г., отражало особое стремление уменьшить в этой стране темпы непрерывно падающей добычи нефти и ее запасов.

Отношение в процентах числа пробуренных в 1997 г. скважин к числу дающих нефть на 1.1.1998 г. — 33,6 % — оказалось самым большим в Катаре — в стране с наименьшими запасами нефти из всех стран ОПЕК. Однако следующее за Катаром аналогичное соотношение 19,5 % оказалось у Саудовской Аравии, т. е. в стране с самыми большими запасами нефти и самым высоким приростом ОИЗ среди всех стран ОПЕК.

Величина упоминаемого процентного отношения числа скважин, пробуренных в 1997 г., к числу скважин, дававших нефть на 1.1.1998 г., для подавляющего большинства стран ОПЕК, кроме двух упомянутых (а также Кувейта, не оправившегося еще от перенесенной войны, и Нигерии), заключена в пределах от 7 до 11,5 %, причем по ОПЕК в целом она равна 9,3 %. Эта величина, характеризующая пополнение действующего фонда скважин за один год, оказывается для стран ОПЕК, и так располагающих большими запасами нефти, достаточно велика. Столь большую величину можно объяснить стремлением стран ОПЕК удерживать преобладание прироста запасов нефти над ее добычей; об этом свидетельствовали таблица 28 и комментарии к ней в конце предшествующего параграфа.

Следует подчеркнуть, что в табл. 28 указывается число пробуренных в 1997 г. скважин, не только давших нефть, но и сухих. Хотя сухих, т. е. безрезультатных, скважин было относительно очень мало, но это свидетельствует о том, что проводилось бурение скважин не только на уже разрабатываемых нефтяных месторождениях, но и на разведочных377.

§ 5. Сведения об экспорте и потреблении нефти и о населении (числе людей) по каждой из стран ОПЕК и по ОПЕК в целом в 1977 и 1997 гг.

Проанализируем сведения об экспорте и потреблении нефти и о населении (общем числе людей) по странам ОПЕК и ОПЕК в целом в 1977 и 1997 гг., используя исходные данные бюллетеня [1] (см. табл. 30). Заимствованные из бюллетеня без изменения (только пересчитанные в м3) данные об экспорте, приведенные в

1 и 2 столбцах табл. 30, учитывают и реэкспорт.

По ОПЕК в целом и по каждой из стран (за исключением Венесуэлы и Катара) экспорт нефти в 1997 г. был меньше, чем в 1977 г. Это связано (кроме Индонезии) отнюдь не с возможностями добычи нефти, ее запасами и состоянием разработки месторождений, а с нефтяной политикой ОПЕК, о которой выше уже говорилось. Во главе нефтяной политики стоят регулирование и квотирование экспорта нефти, отражающиеся, конечно, и на ее добыче.

Увеличение экспорта нефти (особенно, если сопоставить величину экспорта с добычей) с 1977 по 1997 гг. по Венесуэле объясняется большими долгами этой страны перед США. Расплачиваться с долгами Венесуэле приходится в значительной степени за счет экспортируемой нефти. Рост экспорта нефти из Венесуэлы особенно резко происходил с середины 80-х годов.

Распределение экспорта из стран ОПЕК в различные регионы и страны мира приведено в табл. 31.

По большой численности населения выделяются Индонезия и Нигерия; население в них составляет почти 2/3 (точнее, 65,94 %) от всех стран ОПЕК. Наименее населены Катар, Кувейт и ОАЭ; численность населения в них составляет всего лишь 1,02% от всех стран ОПЕК.

По абсолютной величине прирост населения за 20 лет — с 1977 по 1997 гг. — в Индонезии и Нигерии также наиболее велик и составляет 114628 человек, т. е. 60,62 % от прироста населения во всех странах ОПЕК за тот же период.

По относительной величине прирост населения 274 % в ОАЕ с 1977 по 1997 гг. по отношению к численности населения в этой же стране в 1977 г. оказался самым большим (а затем в Катаре — 216 %).

Население, экспорт нефти и средняя добыча нефти на душу населения по странам ОПЕК и ОПЕК

в целом в 1977 и в 1997 гг.

Страна

Экспорт нефти

Население

Прирост населения в 1997 г. относительно 1977 г.

Средняя добыча нефти на душу населения за 1997 г. тыс.м3

Экспорт

нефте

продуктов

1977

млн.м3

1997

млн.м3

Всегов 1997 г. млн. м3

%

к

ОПЕК

Всего, млн. чел.

%

1977 млн. м3

1997 млн. м3

1. Сауд. Аравия

500

359

19,449

4,01

11,389

141,30

23,90

20

81

2. Иран

282

150

61,708

12,72

28,560

82,33

3,25

7

5,5

3. Венесуэла

77

128

23,210

4,79

9,620

70,79

6,03

37

49

4. ОАЭ

115

113

2,580

0,53

1,890

273,91

48,45

0,16

19

5. Кувейт

94

66

1,810

0,37

0,670

58,77

64,10

18

49

6. Нигерия

118

101

118,417

24,42

53,486

82,28

0,92

0,81

1,5

7. Ливия

ИЗ

63

5,600

1Д5

3,153

128,85

14,50

5,3

8,2

8. Ирак

126

42

21,143

4,36

9,143

76,19

3,78

2,1

1,2

9. Индонезия

77

41

201,390

41,52

61,142

43,60

0,38

8,5

15

10. Алжир

60

22

29,089

6,00

11,179

62,42

1,68

1,8

27

И. Катар

24

27

0,600

0,12

0,410

215,79

40,00

0

7,3

ОПЕК

1586

1113

484,998

100

189,102

63,90

3,04

101

263

Глава IV


Таблица 31

Экспорт нефти из стран ОПЕК в целом в различные регионы и страны мира (количества экспортируемой нефти представлены в процентах от всего экспорта нефти из стран ОПЕК)

Регионы и страны

Доли экспорта нефти из стран ОПЕК в различные регионы и страны в процентах от суммарного экспорта нефти из стран ОПЕК

1977 г.

1997 г.

Северная Америка,

19,8

21,5

в т.ч. США

18,2

20,2

Латинская Америка

12,0

4,2

Восточная Европа

1,5

1,2

Западная Европа,

38,6

28,0

в т.ч. Франция

7,8

4,5

Германия

5,5

2,9

Италия

6,6

6,3

Англия

4,6

0,7

Средний Восток

1,8

1,6

Африка

2,1

2,7

Азия и Дальний Восток,

23,0

39,6

в т.ч. Япония

15,0

19,2

Океания

0,8

1,1

Суммарно по всему миру,

100

100

в т.ч.на долю всех стран ОЕКД378

74,3

69,2

В целом по ОПЕК прирост населения за тот же период оказался достаточно велик — 63,9 %. Эти показатели относительного прироста населения несомненно частично связаны с состоянием и развитием нефтяной промышленности в каждой из стран. Так, например, самый малый относительный прирост населения

43,6 % оказался в Индонезии — в стране, в которой добыча нефти и ее запасы почти непрерывно уменьшались с 1977 г. по 1997 г.

По средней добыче нефти на душу населения последние места среди стран ОПЕК занимают самые населенные страны: Индонезия и Нигерия — 380 и 920 м3за 1997 г.

В наименее населенных странах — Катаре, Кувейте и ОАЭ — средняя добыча нефти на душу населения наиболее высока: соответственно 40 тыс. м3, 64100 м3 и 48450 м3 за 1997 г.

Последние два вертикальных столбца в таблице 30 приведены, во-первых, для указания на то, что страны ОПЕК экспортируют не только нефть, но и нефтепродукты, причем экспорт нефтепродуктов из этих стран растет; в целом по ОПЕК экспорт вырос с 1977 по 1997 гг. со 101 до 263 млн. м3, т. е. в 2,6 раза.

Экспорт нефтепродуктов из стран ОПЕК по отношению к экспорту нефти составил в 1997 г. уже 23,6%.

Это свидетельствует о правильном направлении политики экспорта в странах ОПЕК — не заниматься только экспортом сырой нефти. Ведь перерабатывая импортируемую из стран ОПЕК сырую нефть, страны-импортеры не только удовлетворяли свою потребность в сырой нефти, но и получали дополнительную большую выгоду.

§ 6. Распределение экспорта из стран ОПЕК в различные регионы и страны мира

Сначала рассмотрим распределение экспорта из стран ОПЕК в целом в различные страны и регионы мира в 1977 и в 1997 гг. В табл. 31 количество экспортируемой нефти в каждый регион или страны представлены в процентах от суммарного экспорта из всех стран ОПЕК.

Приведенные в табл. 31 данные свидетельствуют о том, что по регионам наибольшие доли экспорта нефти из стран ОПЕК приходились на долю (в 1977 г. в порядке убывания) Зап. Европы, Азии и Дальнего Востока, Северной Америки. (В 1997 г. на

I месте Азия и Дальний Восток.) По странам наибольшие величины экспорта были в США и Японии.

На долю всех стран ОЕКД приходилось почти 3/4 (точнее,

74,3 %) от всей экспортируемой нефти из стран ОПЕК.

В 1997 г., по сравнению с 1977 г., увеличение экспорта произошло в Азию с Дальним Востоком и в Сев. Америку (частично за счет экспорта в США и Японию).

Заметное уменьшение экспорта в тот же период произошло в Зап. Европу и тем самым в страны ОЕКД. Это, очевидно, объясняется появившимся в тот же период и возраставшим экспортом нефти из Норвегии и Англии в остальные страны Зап. Европы и даже в США.

В табл. 32 приведены величины количества экспортируемой нефти в млн. м3 в год из каждой страны ОПЕК с указанием стран, импортирующих эту нефть, в процентах по отношению к экспорту соответствующей страны ОПЕК.

Приведенные в табл. 32 сведения указывают на то, что основными экспортерами из числа стран ОПЕК являются первые четыре из перечисленных в таблице стран и еще Нигерия. На долю всех этих пяти стран приходилось 853 млн. м3 экспортируемой нефти, т. е. более 3/4 (точнее, 76,6 %) от всего экспорта стран ОПЕК. В том числе на долю Саудовской Аравии приходилось почти 1/3 (точнее, 32,3 %) всей экспортируемой из стран ОПЕК нефти, что естественно, т. к. Саудовская Аравия обладает наибольшими запасами нефти и имеет наибольшую ее добычу.

В табл. 32 указываются те основные страны, в которые экспортирует нефть каждая из стран ОПЕК. По отношению к каждой стране-импортеру указывается количество экспортируемой в нее нефти в % от общего экспорта страны ОПЕК.

Эти перечисленные автором сведения заимствованы из бюллетеня [1]. К сожалению, в нем не выделен экспорт в Китай (за исключением экспорта из Индонезии).

Подводя итог, следует указать, что из общего количества 1,113 млрд. м3 нефти, экспортировавшейся в 1997 г. из стран

ОПЕК, приходилось на долю Зап. Европы 312 млн. м3 (28 %), США — 224 млн. м3 (20,2 %), Японии — 214 млн. м3 (19,2 %), т. е. более 2/3 ( точнее 67,3 %) от всего экспорта стран ОПЕК.

Известно, что в самой Японии добыча нефти ничтожно мала, т. е. эта страна живет за счет ее импорта, в основном из стран ОПЕК. Этим объясняется строительство в Японии самых крупных в мире нефтеналивных танкеров и их широкое использование.

Появление в Европе новых крупных экспортеров нефти — Норвегии и Англии (в которых развернулась большая добыча нефти из нефтяных месторождений Северного моря) — повлияло на сокращение экспорта из стран ОПЕК, о чем выше уже было упомянуто. Однако надо учитывать, что Норвегия и Англия имеют очень малые величины кратности ОИЗ. Поэтому их деятельность как экспортеров нефти не может быть многолетней.

§ 7. Краткие сведения о состоянии и развитии мощностей по переработке нефти в странах ОПЕК

В табл. 30 были приведены сведения об экспорте из каждой страны ОПЕК и по ОПЕК в целом не только нефти, но и нефтепродуктов. В связи с этим в параграфе 5 подчеркивалось, что страны ОПЕК являются развивающимися экспортерами не только нефти. Чтобы дополнить представления о переработке нефти в странах ОПЕК, составлена таблица 33.

В табл. 33 приведены сведения о мощностях по переработке нефти в 1977 и в 1997 гг. (что дает возможность судить о динамике развития переработки) и об отношении мощностей по переработке нефти к величинам ее добычи.

Все эти сведения дают столь наглядную картину, отражающую состояние и развитие переработки в странах ОПЕК, что для читателя не представляет никакого труда самостоятельно разобраться в табл. 11 и сопоставить результаты ее анализа со всеми приведенными выше сведениями о состоянии и развитии добычи и экспорта нефти и нефтепродуктов из стран ОПЕК.

Таблица 32

Страны ОПЕК

Экспорт нефти из стран ОПЕК, млн. м3/год

Основные доли экспорта в % в другие страны

Саудовская

Аравия

359

США-21,2 %;

Зап.Европу — 26,2 %

(в т.ч. во Францию — 6,32 %, Нидерланды — 4,95 %, Италию — 4,33 %, Японию — 16,35 %

Иран

150

Зап. Евро пу — 41,1 %;

Азию и на Дальний Восток—41,9 % (в т.ч. Японию—17 %)

Венесуэла

128

США-61,1 %; Канаду— 4,4 %; Латинскую Америку — 26,9 %

ОАЭ

ИЗ

Азию и на Дальний Восток — 94,8 % (в т.ч. Японию — 62,2%)

Кувейт

66

Японию — 35,4 %; США - 19,7%

Нигерия

101

США - 48 %;

Зап. Европу — 37,8 %; Лат. Америку — 4, 3 %; Африку — 4 %; Японию — 1,3 %

Ливия

63

Зап. Европу — 97,1 %

(в т.ч. Германию — 46,8 %)

Ирак

43

Зап.Европу — 48,4 %;

США - 12,2 %;

Вост. Европу — 1 1%;

Азию и на Дальний Восток — 12,9 %; Средний Восток — 9,5 %

Индонезия

41

Японию — 40,8 %; Китай — 19,5 %

Алжир

22

Зап. Европу — 80, 7 %

(в т.ч.Францию — 28,7 %, Италию — 22,8 %); Канаду — 16,1 %

Катар

27

Азию и на Дальний Восток — 97, 6 % (в т.ч. Японию — 70,3 %

Все страны ОПЕК

1113

it if

Таблица 33

Мощности по переработке нефти и их доли в нефтедобыче

каждой из стран ОПЕК

Страна

Мощности по переработке нефти, млн. м3

Отношение

мощности

по

переработке нефти в 1997 г. к 1977 г.

Отношение

мощности

по

переработке нефти к ее добыче в 1977 г., %

Мощность

по

переработке нефти в 1997 г.

в % к ОПЕК

1977 г.

1997 г.

1. Саудовская Аравия

48,802

98,261

2,41

21

21,0

2. Иран

60,942

70,112

1,15

35

15,0

3. Венесуэла

83,868

68,661

0,81

49

14,6

4. ОАЭ

0,870

16,890

19,4

14

3,66

5. Кувейт

34,476

50,785

1,47

44

10,8

6. Нигерия

3,143

24,609

7,85

23

5,3

7. Ливия

6,791

19,250

2,92

25

4,1

8. Ирак

27,453

53,977

1,97

69

11,5

9. Индонезия

14,742

34,988

2,37

44

7,5

10. Алжир

6,733

26,814

3,98

53

5,7

11. Катар

0,580

3,653

6,3

15

0,8

ОПЕК

280,333

468,731

1,67

32

100

§ 8. Выводы

Страны ОПЕК играют столь большую роль не только в нефтедобыче и экспорте нефти, но и в мировой экономике и политике, поэтому весьма актуален анализ соответствующих сторон деятельности стран ОПЕК и выводы из этого анализа.

Главный поучительный вывод: важно не только иметь природные богатства, но и уметь рационально ими распоряжаться и их использовать. Этот вывод тривиален и очевиден, но его необходимо повторить не только из-за его значимости, но и потому, что следствия из этого вывода сильно нарушаются во многих странах и, к сожалению, в нашей стране.

Перечислим основные конкретные выводы из проведенного анализа. Эти выводы весьма актуальны и для нашей страны — подробности в тексте.

1.    Располагая уже большими запасами нефти, большинство стран ОПЕК продолжало столь интенсивную разведку, непрерывно и прогрессивно наращивало бурение скважин (и разведочных, и эксплуатационных), что непрерывно и быстрее росли оставшиеся и, тем самым, начальные извлекаемые запасы нефти. Т. е. не только в отдельные годы, но даже взяв рассматриваемый большой двадцатилетний период, можно было обнаружить, что в любой год и за любые несколько лет прирост извлекаемых запасов нефти был всегда больше ее добычи за тот же срок. Следовательно, в процессе добычи нефти извлечения из недр страны становились еще богаче извлекаемыми ее запасами.

2.    Учитывая значимость экспорта нефти для жизни людей в каждой из стран, вошедших в ОПЕК, эта организация выработала квотирование экспорта нефти и, тем самым, ее добычи для каждой из стран. Однако в нефтяной политике эти страны пошли дальше: стали развивать переработку добываемой у них нефти и даже экспорт не только нефти, но и нефтепродуктов.

3.    Располагая самыми большими запасами нефти в мире, самыми большими нефтяными месторождениями, самыми высо-кодебитными скважинами, самыми высокими кратностями извлекаемых запасов нефти, многие страны ОПЕК достигли значимых результатов в развитии социально-культурного быта населения. Сравнительное и абсолютное отставание улучшения соцкультбыта в нефтедобывающих районах нашей страны, к сожалению, очевидно.

Упомянутый только что эффект мог бы быть еще большим, если бы во многих странах ОПЕК не было явных проявлений крайнего религиозного фанатизма, экстремизма, если бы даже между объединившимися в ОПЕК странами не возникали разжигаемые фанатизмом и экстремизмом разрушительные войны.

Примечание

Для завершения работы автору пришлось систематизировать и проанализировать большой статистический материал. Необходимо было выполнить не только большое количество пересчетов, но и выполнить такие расчеты, которые позволили получить совершенно новые показатели, которых в использованных первоисточниках не было. В итоге, автор приложил усилие к тому, чтобы составить по возможности весьма полные и «самоговорящие» таблицы, т. е. такие таблицы, глядя на которые читатель сам мог бы легко получить ответы на самые важные вопросы, связанные с распределением и перераспределением запасов нефти, ее добычи и экспорта по каждой стране ОПЕК и по ОПЕК в целом.

Распределение экспорта нефти из стран ОПЕК в другие страны мира в 1997 г.


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.    Annual Statistical Bulletin, Published by the Secretariat OPEC. — Vienna, 1998.

2. Oil & Gas J., 1999. - Vol. 97. - № 51. - P. 91-128.

3. Oil & Gas J., 2000 Jan. 24.

§ 6. Необходимость раздельно учитывать

статистические сведения о добыче нефти,

попутно добываемого с нефтью газового конденсата (ГК),

жидких продуктов из природного газа (ЖГ)

§ 14. Краткие сведения о классификации нефтей

§ 8. Принципиальные замечания о двух тенденциях,

связанных, во-первых, с изменениями цен на нефть,

и, во-вторых, с возможным возникновением

Дефицит топливно-энергетических и трудовых ресурсов, аварийность и проблемы экологического характера в районах, прилегающих к местам транспорта и добычи нефти, вызывают необходимость разработки и реализации комплекса мер по повышению экономичности и надежности эксплуатации основного и вспомогательного оборудования нефтеперекачивающих станций (НПС), в первую очередь насосных агрегатов (НА).

Ежегодное потребление электроэнергии, затрачиваемой на перекачку нефти, составляет около 6 млрд. кВт.ч. Поэтому очевидна приоритетность решения задач по снижению этих расходов.

Магистральные центробежные насосы - мощные энергоемкие машины, поэтому эффективная экономичная эксплуатация их - весьма важная задача обслуживающего персонала. Необходимо также поддерживать высокую надежность этих машин, что значительно снижает расходы на ремонт и эксплуатацию.

Основным оборудованием НПС являются магистральные основные НА типа НМ номинальной подачей от 1250 до 10 000 м3/ч (ГОСТ 12184-87) с электродвигателями типа СТД, СТДП, АЗП, АЗМВ и подпорные НА типа НПВ и НМП. На долю насосов типа НМ приходится около 65 % основных агрегатов, подпорных типа НПВ и НМП - около 55 %. Эти насосы разработаны свыше 30 лет тому назад. Остальную часть насосов составляют насосы более устаревших типов с худшими показателями надежности и значениями коэффициента полезного действия (КПД).

Насосные агрегаты типа НМ по коэффициенту полезного действия и основным техническим характеристикам соответствуют лучшим зарубежным образцам и имеют при номинальной подаче максимально возможный КПД (от 83 до 89 % в зависимости от типоразмера). Фактические же показатели отличаются от паспортных в худшую сторону вследствие несоответствия качества их изготовления установленной документации и нарушения технологии ремонта. Недостаточна надежность отдельных узлов и деталей НА в целом.

Основными причинами снижения значения КПД и напора, а также показателей надежности являются:

низкое качество отливок насосов, несовершенство технологии и недостаточно высокая культура изготовления деталей и сборки насоса, неудовлетворительное качество комплектующих изделий;

недостаточно совершенная организация контроля за эксплуатационными параметрами насосных агрегатов;

несовершенство системы планово-предупредительного ремонта оборудования и затянувшийся переход к ремонту оборудования по техническому состоянию на базе результатов диагностических обследований;

низкое качество ремонта насосов и изготовления запасных частей;

нарушения или неправильный выбор технологических режимов перекачки;

эксплуатация насосов с высокими динамическими нагрузками вследствие больших уровней вибрации;

применение в насосах неоптимальных для данной подачи роторов;

отсутствие должного контроля качества пусконаладочных и ремонтных работ;

отсутствие необходимого количества средств контроля эксплуатационных режимов и защиты насосных агрегатов при превышении рабочих параметров допустимых значений;

недостаточное количество портативных средств контроля и экспресс-анализа технического состояния насосных агрегатов и вспомогательного оборудования НПС;

неудовлетворительная оснащенность средствами и технологиями дефектоскопии основных деталей насосов (валы, муфты, колеса и пр.).

Приведенные причины недостаточной эффективности эксплуатации насосных агрегатов являются предпосылками дальнейшего совершенства их конструкции, технологии технического обслуживания и ремонта, выбора рациональных режимов работы оборудования.

Выбор первоочередных направлений работ должен базироваться на объективной и достоверной оценки показателей надежности оборудования НПС.

Показатели надежности работы оборудования НПС, в первую очередь основных и подпорных насосных агрегатов, имеют большой разброс вследствие неидентичного подхода к сбору статистической информации по отказам и ее обработки, различия в загрузках нефтепроводов и частоты смены технологических режимов перекачки, отличия в номенклатуре применяемого оборудования и сроках его службы в конкретных 6 предприятиях. Поэтому межремонтный ресурс оборудования колеблется в значительном диапазоне. Так, для насосов он составляет 4000-8000 ч.

Применительно к основным насосам около 30 % всех отказов падают на торцовые уплотнения валов, 15 % - на подшипники, 9 % - на маслосистему. По вине обслуживающего персонала имеет место до 12 % всех отказов. Повышенная вибрация вызывает от 4 до 10 % отказов и такой разброс объясняется различной оснащенностью НПС виброконтрольной аппаратурой. Анализ причин отказов показывает, что приведенные данные не отражают в достаточной мере надежность элементов насосных агрегатов и не позволяют разработать эффективные меры по снижению отказов.

Так, например, повышенная вибрация в значительной мере способствует более интенсивному износу и выходу из строя подшипников, элементов пар трения и резиновых колец узлов торцевых уплотнений, появлению усталостных разрушений трубопроводов маслосистемы. При повышенной вибрации происходит более быстрый износ элементов щелевого уплотнения рабочего колеса, что вызывает ухудшение объемного КПД насоса и приводит к снижению экономических показателей работы НПС.

Низок уровень надежности подпорных вертикальных насосов типа НПВ нормального исполнения, особенно на подачи 3600 и 5000 м3/ч, что объясняется большими динамическим нагрузками на основные детали и узлы (особенно подшипники и уплотнения) и низким качеством изготовления электродвигателей. Выполненные ПО "Уралгидромаш" и институтом проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР) работы по модернизации указанного насоса, связанные с укорочением вала на 1,4 м, значительно повысили наработку на отказ и межремонтный ресурс.

Разработанные в 1989 г. насосы повышенной надежности на номинальные подачи 1250, 2500 и 3600 м3/ч не могут перекрыть по подаче весь ряд, требуемый для эффективной перекачки нефти по магистральным трубопроводам. Кроме того, основные элементы проточной части этих насосов (основные корпуса, крышка, рабочее колесо) изготавливаются по технологии, не отвечающей современному уровню литейного производства, вызывающей повышенные гидравлические потери и снижающей показатели надежности насосов. Дополнительно к этому имеются реальные возможности дальнейшего совершенствования отдельных деталей и узлов агрегата, обеспечения их контролепригодности при эксплуатации и ремонте. Имеются проработки по созданию принципиально новых конструкций магистральных насосов, которые не имеют мировых аналогов и будут способствовать снижению металлоемкости и улучшению показателей надежности магистрального транспорта нефти. Привлечение к решению этих вопросов предприятий оборонной промышленности позволит использовать прогрессивные технические решения при создании нового и совершенствовании существующего оборудования НПС.

Агрегатная и станционная автоматика не обеспечивает достаточно надежной защиты насосов и другого оборудования НПС от аварийных ситуаций, не обладает необходимой информативностью для контроля текущего состояния изделий.

Часть оборудования НПС практически работают до наступления отказа, не имеют четкого регламента по техническому обслуживанию, ремонту и оценке технического состояния.

Отсутствие необходимого метрологического обеспечения не позволяет достоверно оценивать экономичность работы насосных агрегатов и эффективность системы энергоснабжения, допускает ложное срабатывание системы автоматики и управления технологическим режимом перекачки.

Учитывая длительный срок службы и моральное старение используемого оборудования, большую его металлоемкость и недостаточную ремонтопригодность, более низкие экономические показатели из-за неоптимальности проточной части и рабочих колес, особенно на режимах недогрузки, все более снижающиеся показатели безопасности при их эксплуатации, целесообразно при планировании модернизации НПС и перевооружения объектов магистрального транспорта ориентироваться на вновь создаваемые технические средства и технологии эксплуатации оборудования.

Применительно к существующей номенклатуре насосов, необходимо существенно поднять качество их изготовления с оснащением предприятий современным оборудованием, повышением требований к сборке и осуществлению 100%-ного контроля выпускаемой продукции по основным параметрам.

С учетом опыта создания насосов повышенной надежности подачей 1250, 2500 и 3600 м3/ч провести доработку остальных типоразмеров насосов типа НМ с разработкой и освоением в производстве для всей номенклатуры насосов рабочих колес повышенной экономичности (с КПД на 2+4 % больше паспортных).

В насосах необходимо учесть передовой опыт применения износостойких деталей, новых типов подшипников, уплотнений, муфт и др.

Следует повысить надежность электродвигателей насосных агрегатов, особенно подпорных насосов, для которых электродвигатели выпускаются Тираспольским электромеханическим заводом. Межремонтный ресурс электродвигателей и насосов следует довести до 10-12 тыс. ч, ограничить снижение КПД насоса величиной 0,5+1 % по мере его наработки в пределах межремонтного ресурса.

Показатели надежности насосов и другого оборудования НПС должны обеспечить эксплуатацию станции без постоянного присутствия на ней персонала в периоды между проведением работ по обслуживанию, ремонту или пусконаладке.

Перспективным направлением являются работы по созданию насосов со встроенными вовнутрь подшипниковыми опорами, конструкция которых позволяет снизить металлоемкость, уменьшить динамические нагрузки на ротор и опоры, возникающие при длинном вале, отказаться от маслосистемы, снизить пожароопасность на станции, отказаться от полевого торцевого уплотнения.

Работы по совершенствованию насосов, его деталей, узлов и системы, разработке рабочих колес со сложным пространственным профилированием приведут к увеличению межремонтного ресурса до 12+14 тыс. ч, росту КПД на 2-4 %, снижению отказов.

На ряде нефтепроводов за рубежом используются полнонапорные высокооборотные регулируемые по частоте вращения насосы. Их установка на НПС по параллельной схеме обвязки способствует более гибкому и экономичному регулированию параметров перекачки, снижает динамические нагрузки при пуске и остановке насоса, значительно упрощает компоновку НПС, размеры здания насосной и технологической обвязки. Решение этой проблемы приведет к сокращению общего числа типоразмеров магистральных насосов.

Для трубопроводов, требующих частого регулирования режимов перекачки, перспективным является регулируемый по оборотам насосный агрегат в пределах частоты вращения ротора до 3000 об / мин на базе электропривода с тиристорным преобразователем частоты тока или гидромуфтой.

В настоящее время при добыче нефти сжигается более 15 млрд. м3 попутного газа, и его промышленное использование в качестве топлива газотурбинного привода полнонапорных регулируемых по оборотам насосов помогло бы решить дополнительно многие проблемы по строительству и вводу в строй НПС в районах Севера, Восточной Сибири, Дальнего Востока, шельфов морей и других, где отсутствует или слабо развито централизованное энергоснабжение.

Помимо попутного газа, в аварийных или других особых случаях, газотурбинный привод может работать на нефти.

При газотурбинном приводе, помимо основных приведенных достоинств регулируемого привода, отпадает необходимость в строительстве ЛЭП, что особенно важно при транспортировании нефти из отдаленных неэлектрифицированных труднодоступных районов. Особо следует обратить внимание, что наряду со значительной экономией энергоресурсов при использовании в качестве топлива турбины попутного газа, который, как правило, сжигается на факелах, решаются многие экологические проблемы.

Важное значение приобретает текущий контроль параметров насосов и другого оборудования НПС, особенно таких, которые определяют техническое состояние объектов и позволяют оценивать потребляемую мощность и КПД.

Такая автоматизированная система должна функционировать совместно с системой автоматики и подлежит внедрению на всех НПС.

Обеспечение замера основных параметров НА (подача, напор, мощность) и оценки их КПД, позволит определять причины снижения КПД и напора в начальный период эксплуатации и по мере наработки и устранять их при ремонтах.

Снижению эксплуатационных затрат будут содействовать работы по созданию новой стратегии ТОР по состоянию на базе технической диагностики.

Важность данной проблемы можно пояснить тем, что около половины всех отказов происходит в первые 100-300 ч работы после ремонта. Большая интенсивность потока отказов в этот период говорит также о возможных резервах повышения надежности за счет применения при техническом обслуживании и ремонте методов и средств технической диагностики.

Методологический подход к решению указанных проблем, направленных на оптимизацию конструкции насосов, совершенствование их эксплуатации и ремонта, обеспечение безопасности функционирования опасного производственного объекта (каким является НПС), представлен в разделах настоящей книги.

Авторы выражают глубокую благодарность сотрудникам ИПТЭР, которые принимали участие в сборе и подготовке материалов по отдельным разделам книги:    Л.И. Алениной,

В.В. Баженову, А.И. Белову, И.С. Беркутову, Р.Р. Битаевой, Т.Н. Вишневской, Т.Д. Воробьевой, В.А. Гараевой, В.И. Броне ну, Л. Г. Колпакову, З.Х. Павловой, Ш.И. Рахматуллину, М.К. Сулейманову, А.В. Чибиревой, а также Н.А. Ивановой и

Н.А. Барановой, внесшими большой вклад в оформление.

НОМЕНКЛАТУРА И ХАРАКТЕРИСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ

НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Основным элементом магистрального нефтепровода, выполняющим функции передачи энергии потоку нефти для его перемещения к конечному пункту трубопровода, является нефтеперекачивающая станция.

Нефтеперекачивающие станции являются структурными подразделениями магистрального нефтепровода (МН) и представляют комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по трубопроводу.

НПС подразделяются на головные и промежуточные.

Головная НПС - начальная на магистральном нефтепроводе нефтеперекачивающая станция с резервуарным парком, осуществляющая операции по приему нефти с нефтепромысловых предприятий для дальнейшей транспортировки по магистральному нефтепроводу.

Промежуточная НПС - нефтеперекачивающая станция, осуществляющая повышение давления перекачиваемой жидкости в магистральном нефтепроводе. Промежуточная НПС может иметь резервуарный парк.

В состав НПС входят: насосные с магистральными и подпорными насосными агрегатами; резервуарные парки; системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи; технологические трубопроводы; печи подогрева нефти; узлы учета; производственно-бытовые здания, сооружения и другие объекты.

Насосная - сооружение нефтеперекачивающей станции, в котором устанавливается основное (магистральные, подпорные насосы, электродвигатели) и вспомогательное (системы смазки, охлаждение, подачи топлива, контроля и защит) оборудование.

По исполнению насосные могут быть: на открытой площадке; в капитальном помещении; в блочном и блочно-модульном исполнении.

Насосные в капитальном помещении, в блочном и блочномодульном исполнении оборудуются также системами водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции и канализации.

Нефть от предыдущей станции с давлением, больше необходимого для бескавитационной работы насосов, поступает в устройство приема и пуска скребка (если оно имеется), а затем, пройдя фильтры-грязеуловители, попадает во всасывающую линию насосной с подключенными к ней сбросными предохранительными устройствами. Пройдя последовательно насосные агрегаты,, нефть через регулирующие клапаны направляется в магистраль.

Технологическая схема насосной станции представлена на рис. 1.1.

На приеме насосной станции устанавливаются фильтры-грязеуловители для улавливания крупных механических частиц (рис. 1.2). О работоспособности фильтров судят по разнице давлений на приеме и выходе фильтров. При увеличении перепада давления до величины более 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) или уменьшении до величины менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см2), которое свидетельствуют о засорении или повреждении фильтрующего элемента, должно проводиться переключение на резервный фильтр.

Для предохранения приемного коллектора технологических трубопроводов НПС от чрезмерных давлений на приеме станции, возникающих при внезапных отключениях НПС, предусматривают предохранительные устройства типа "Аркрон" или УСВД - система сглаживания ударной волны и предохранительные сбросные клапаны. Сброс избыточного давления производится в безнапорные технологические емкости. Устройство типа "Аркрон" (рис. 1.3) работает по следующему принципу: при резком нарастании давления на приеме станции со скоростью более 0,2 МПа/с открываются клапаны устройства "Аркрон" и происходит уменьшение скорости нарастания давления, что гарантирует невозможность гидравлического удара. При постепенном нарастании давления (со скоростью менее 0,1+0,2 МПа/с) "Аркрон" не срабатывает.

Рис. 1. Технологическая схема насосной станции:

I - узел пуска-приема скребка (УППС); I I - фильтры-грязеуловители; III - устройство гашения ударной волны; IV - емкости сбора нефти, сброса ударной волны и разгрузки; V - насосная с МНА для последовательной и параллельной перекачки; VI - помещение регулятора давления; VII - насосная внутренней перекачки; VIII - подземные емкости с погружными насосами

Рис. 1.2. Расположение фильтров-грязеуловителей на НПС:

1, 2, 3 - фильтры -грязеуловители; 4 -трубопроводы    для

опорожнения фильтров при их зачистке; 5, 6 - прием и выкид фильтров


Рис. 1.3. Установка предохранительных устройств типа “Аркрон” на НПС:

1,    2 - электропри-

водные    (управляе

мые) задвижки; 3 -эластичный    пер епу-

скной клапан; 4 - без напорные    емкости

сброса нефти


Предохранительные сбросные клапаны срабатывают при достижения давления в коллекторе независимо от скорости нарастания аварийного значения 2,0 ^ 3,0 МПа. Их схема подключения к технологическим трубопроводам НПС показана на рис. 1.4.

После прохождения фильтров-грязеуловителей и площадочных сооружений промежуточной НПС с системами сглаживания и сброса волн давления нефть поступает в насосную на вход магистрального насосного агрегата.

Насосные относятся к взрывоопасным помещениям класса В - 1а, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасных смесей горючих паров с воздухом быть не должно; их появление возможно только в результате аварий или неисправностей. Оборудование насосных делится на основное и вспомогательное. К основному оборудованию относятся магистральные насосы и электродвигатели к ним, к вспомогательному -системы, предназначенные для обслуживания основного оборудования: смазки подшипников насосов, оборотного водоснабжения для охлаждения масла в маслоохладителях и воздушного пространства электродвигателей при замкнутом цикле вентиляции, отвода перекачиваемой жидкости от разгрузочных устройств насосов и отвода утечек от торцовых уплотнений, вентиляции, отопления, а также грузоподъемные механизмы.

Рис. 1.4. Подключение предохранительных клапанов к трубопроводной обвязке НПС:

1 - предохранительные клапаны; 2 - емкость для сбора нефти

Все системы имеют закрытое исполнение, рабочие реагенты циркулируют по замкнутому контуру.

Насосы, как правило, имеют встроенную систему импел-лерного охлаждения торцевых уплотнений.

В зависимости от исполнения электродвигателей установка насосов и электродвигателей может быть осуществлена в общем зале и разных залах насосной.

Если двигатели в насосной установлены в невзрывобезопасном исполнении, то между залами насосных агрегатов и электродвигателей имеется разделительная стенка. Для защиты электрозала от проникновения взрывоопасных смесей, горючих паров с воздухом предусматриваются:

а) создание избыточного давления воздуха в электрозале подпорными вентиляторными;

б) установка сальниковых узлов между насосным и электрозалом;

в) установка безпромвальной камеры с подачей избыточного давления воздуха в места технологических разъемов разделительной стенки.

Работа магистрального насосного агрегата взаимоувязана с комплексом, состоящим из технологических трубопроводов с приемо-выкидными задвижками и обратным клапаном, электродвигателем, вспомогательными системами и агрегатной автоматикой.

Насосная с насосными агрегатами, как главная составляющая часть НПС, во многом определяет надежность и безопасность эксплуатации нефтепроводной системы. Магистральные и подпорные насосные агрегаты потребляют 92-97 % всей энергии подводимой к НПС, поэтому качество изготовления, оптимальный выбор рабочих колес и современные конструкции их узлов, рациональная технология ремонта, постоянный контроль и анализ рабочих параметров предопределяют высокие требования к технологии их эксплуатации.

Для перекачки нефти по нефтепроводам применяются магистральные (типа НМ) и подпорные (типа НПВ) насосы по ГОСТ 12124-87. На их долю падает около 90 % парка всех насосов. Кроме того, в качестве магистральных используются насосы типа НД и ЦНС, а в качестве подпорных - насосы Вортингтон и НМП.

Насосы по ГОСТ 12124-87 выпускаются в климатическом исполнении УХЛ и У. Категории размещения по ГОСТ 1515069 для насосов могут быть 1, 2 и 4. Все насосы допускают параллельную работу.

По конструкции магистральные насосы по ГОСТ 12124-87 разделяются на два типа. Это насосы на подачу от 125 до 710 м3/ч и насосы на подачу от 1250 до 10000 м3/ч. Первый тип представляет собой центробежный насос, горизонтальный, секционный, многоступенчатый с кольцевыми подводами и отводом жидкости и односторонним расположением рабочих колес. Осевые усилия ротора насоса разгружены посредством гидравлической пяты. Концевые уплотнения ротора - торцового типа. Для восприятия радиальных усилий служат подшипники скольжения с принудительной смазкой. Предельное рабочее давление в корпусе - 10 МПа. Насосы с напорами более 550 м последовательной работы не допускают. Насосы подачей до 360 м3/ч допускают последовательную работу двух, остальные - трех одновременно работающих насосов.

Насосы второго типа, подачей от 1250 до 10000 м3/ч представляют собой центробежную машину, горизонтальную, одноступенчатую, с рабочим колесом двухстороннего входа. Спиральный корпус насоса имеет осевой разъем в горизонтальной плоскости. В корпусе отлиты каналы полуспирального подвода и двух заходного спирального отвода. Концевые уплотнения ротора торцового типа. Опорами ротора служат подшипники скольжения с принудительной смазкой. Неуровновешенное осевое усилие воспринимается сдвоенным радиально-упорным подшипником.

Насосы с подачей 1250 м3/ч и более допускают применение сменных роторов для работы на подачах, вне рабочей зоны основного (номинального) ротора.

Для расширения области применения насосов НМ допускается уменьшение напора и подачи путем обточки колес.

Насосы НМ соединяются с двигателем зубчатой или пластинчатой муфтой. Муфты могут быть выполнены с промежуточным валом.

Назначение подпорных насосов типа НПВ - обеспечение необходимого подпора для бескавитационной работы магистральных насосов. На НПС они соединяются по параллельной схеме. Четыре типа насоса рассчитаны на номинальные подачи 1250, 2500, 3600 и 5000 м3/ч.

Категория их размещения - 1 (на открытом воздухе), нижнее рабочее значение температуры окружающего воздуха - не ниже минут 50 °С.

Подпорные нефтяные насосы типа НПВ представляют собой вертикальную, одноступенчатую, с рабочим колесом двустороннего входа машину. Базовой деталью насоса является стакан, в нижней части которого приварено эллиптическое днище. К стакану приварен горизонтально направленный входной патрубок.

На напорном фланце стакана установлена крышка с горизонтальным напорным патрубком. К верхнему фланцу крышки крепится фонарь для монтажа электродвигателя. Проточная часть насоса имеет двухзавитковый спиральный отвод. На роторе насоса, помимо рабочего колеса, устанавливаются предв-ключенные колеса.

Гидравлическое осевое усилие ротора уравновешивается за счет применения рабочего колеса двустороннего входа. Масса ротора и неуравновешенная часть осевого усилия воспринимаются сдвоенным верхним радиально-упорным шарикоподшипником с консистентной смазкой. Радиальные усилия воспринимаются нижним и промежуточным подшипниками скольжения, смазываемые перекачиваемой жидкостью. Концевое уплотнение ротора торцового типа.

Насос с двигателем соединяется упруго-пальцевой или пластинчатой муфтой с проставкой.

Насосы типа НПВ имеют два варианта исполнения -с нормальным и укороченным валом.

Предельное рабочее давление насосов типа НПВ -

1,6 МПа, стакана - 1,0 МПа.

Подпорные насосы типа НМП (насос нефтяной магистральный подпорный) предназначен для перекачивания нефти к магистральным насосам и создания перед ними подпора, необходимого для обеспечения бескавитационной работы. Насосы этого типа центробежные, горизонтальные, одноступенчатые, с рабочим колесом двустороннего входа, корпус насоса имеет осевой горизонтальный разъем по оси насоса. В нижней части корпуса отлиты входной и напорный патрубки, расположенные горизонтально. Корпус имеет каналы полуспирального подвода и двухзаходного спирального отвода. На валу устанавливается рабочее колесо и два предвключенных осевых колес (по одному с каждой стороны рабочего колеса). Концевые уплотнения ротора торцового типа с подводом перекачиваемой жидкости от напорной полости насоса. Опорами ротора служат шарикоподшипники с жидкой смазкой при помощи смазочных колец. В корпусах подшипников выполнены камеры для охлаждающей жидкости.

Подшипник со стороны свободного конца вала наряду с радиальными воспринимает и осевые неуравновешенные усилия. Валы насоса и электродвигателя соединяются зубчатой муфтой.

Насосы НМП изготовлялись трех типов на номинальные подачи 2500, 3600 и 5000 м3/ч.

В настоящее время их производство прекращено.

Подпорные вертикальные насосы Вортингтон (типа 26 QL CM/2) нашли применение в нефтепроводном транспорте ввиду хороших показателей надежности по сравнению с аналогичными насосами отечественного производства типа НПВ. В первую очередь это объясняется тем, что они имеют частоту вращения ротора 980 об/мин по сравнению с 1500 об/мин насосов НПВ. Сравнительно низкие обороты значительно снижают динамические нагрузки на основные детали и узлы насосов Вортингтон, что в сочетании с более высоким качествам изготовления увеличивают межремонтный ресурс в 22,5 раза по сравнению с насосами НПВ. Насосы Вортингтон типа

26 QL CM/2 при номинальной подаче 5000 м3/ч имеют напор 120 м. Корпус насоса рассчитан на давление 1,6 МПа, стакана

- 1,0 МПа.

Корпус насоса состоит из первой ступени, включающей рабочее колесо двустороннего всасывания, расположенное в корпусе с двойной улиткой. Вторая ступень состоит из входного раструба, рабочего колеса и многолопаточного осевого диффузора. Опорой вала служит подшипник качения с бочкообразными роликами. Смазка жидкая, принудительная.

Вал насоса с двигателем соединяется при помощи зубчатой или пластинчатой муфты. В системе магистрального транспорта нефти используются в небольшом количестве насосы типа ЦНС (МС). Они представляют собой многоступенчатые секционные центробежные однокорпусные насосы. Число ступеней, в зависимости от требуемого напора, составляет от 2 18 до 10. По исполнению они изготавливаются двух групп -нормальной и высокооборотной. Подача насосов различных типоразмеров охватывает величины от 22 до 850 м3/ч, напор от 50 до 1440 м.

В качестве подпорных насосов на предприятиях нефтепроводного транспорта эксплуатируются еще насосы типа НДВН и НДСН. Это одноступенчатые насосы с рабочим колесом двухстороннего входа и частотой вращения до 1000 об/мин. Насосы чугунного исполнения и имеют горизонтальный разъем вдоль оси вала. Уплотнение вала, как правило, сальниковое. Опорами вала служат либо подшипники скольжения (насосы типа 14НДСН, 24НДСН), либо шарикоподшипники (насосы типа 8НДВН, 12НДСН, 20НДСН, 32НД-8х1). Отличительной особенностью насосов этого типа являются высокие значения КПД, которые сохраняются в течение продолжительного срока работы, хорошая всасывающая способность, низкие уровни вибрации, надежность в эксплуатации.

В качестве привода магистральных насосов используются синхронные типа СТД, СТДП и асинхронные типа АТД, АТд2, АЗП, ВЗМЗ, АРМП и другие электродвигатели на 6 и 10 кВ. Для привода подпорных насосов типа НМП и НПВ используются двигатели типа ДС, СДН, ВАОВ.

Электродвигатели характеризуются видом их механической характеристики:

w = fВр),    (1.1)

w - угловая скорость вращения; M вр - вращающий момент двигателя.

Различают три вида механических характеристик электропривода (рис. 1.5).

Синхронные двигатели имеют абсолютно жесткую механическую характеристику, кривая 1.

Угловая скорость ротора такого двигателя не изменяется с изменением вращающего момента.

Асинхронные двигатели имеют менее жесткую характеристику, которая приводит (с ростом вращающего момента) к снижению угловой скорости двигателя на 3-6 %, кривая 2.

Двигатели постоянного тока, нерегулируемые по оборотам, синхронные и асинхронные двигатели имеют мягкую характеристику, кривая 4.

При регулировании режима работы насоса частотой вращения ротора двигателя рекомендуется характеристика 3, занимающая среднее положение между жесткой и мягкой характеристиками.

Двигатели мощностью до 5 МВт могут быть с разомкнутым или замкнутым циклом вентиляции. При мощности более 5 МВт имеет место замкнутый цикл вентиляции.

Основное насосное силовое оборудование перекачивающих станций имеет, как правило, принудительную систему смазки (рис. 1.6).

Маслосистема состоит из основного и резервного маслона-сосов, подающих масло из маслобака к подшипниковым узлам насоса и электродвигателя, маслофильтров, маслоохладителя (при необходимости).

Для самотечного слива масла в маслобак - оборудование маслосистемы размещается ниже уровня основной насосной в приямках или в отдельных, обустроенных помещениях.

С целью обеспечения надежной подачи масла к узлам тр е-ния работающих насосов при кратковременных исчезновениях напряжения предусмотрены аккумулирующие маслобаки, устанавливаемые на высоте 9 м в помещении электрозала либо вне его.

В качестве маслонасосов используются шестеренные роторные насосы типа РЗ подачей от 1,1 до 18 м3/ч, давлением от 0,3 до 1,4 МПа.

Подача масла к подшипникам осуществляется под давлением 0,05^0,1 МПа и расходом 0,4-0,6 м3/ч на один подшипник. Температура масла на входе в агрегат должна находиться в пределах 35-55 °С.

На НПС магистральных нефтепроводов применяются системы двух типов разгрузки торцовых уплотнений насосов -групповая и автономная.

Групповая система является единой для всех установленных в насосной агрегатов. Автономная система обеспечивает

Рис. 1.6. Система смазки подшипниковых узлов насосных агрегатов:

1 - аккумулирующая емкость; 2 - маслобаки; 3 - маслонасос; 4 - агрегат воздушного охлаждения масла; 5 - фильтры; 6 - электродвигатель; 7 - насос

охлаждение торцовых уплотнений одного насоса. Торцовые уплотнения надежно работают при наличии постоянной циркуляции нефти в зоне трущейся пары, необходимой для охлаждения элементов контактных пар и снижения коэффициента трения. Подачу нефти к торцовым уплотнениям осуществляют с помощью импеллеров, устанавливаемых на валу насоса. Объем нефти, перетекающий через контактные пары торцовых уплотнений, при нормальной работе насосов, а также при разрушении уплотнений, отводится в резервуар-сборник утечек НПС (рис. 1.7).

Система охлаждения насосных агрегатов предназначена для обеспечения требуемого температурного режима электродвигателей и охлаждения масла, подаваемого к подшипникам насосного агрегата.

Электродвигатели охлаждаются путем создания циркуляции воздуха внутри двигателя (продуваемое исполнение двигателя) . Циркуляция воздуха в двигателе может выполнять также функции взрывозащиты - взрывозащищенное исполнение электродвигателя.

Продуваемые электродвигатели могут работать как при разомкнутом, так и при замкнутом циклах вентиляции. В первом случае свежий воздух для продувания подается в электродвигатель снаружи через фундаментную яму по специальному желобу с помощью вентиляторов, установленных в воздуховоде. После охлаждения двигателя воздух отводится за пределы взрывоопасной зоны по воздуховоду. У взрывозащищенных электродвигателей, работающих под избыточным давлением, регулирование давления воздуха осуществляется заслонкой, расположенной в выходящем воздуховоде. Ряд двигателей имеют вентиляторы, устанавливаемые на роторе.

Взрывозащищенные двигатели продуваемые под избыточным давлением могут работать по замкнутому циклу вентиляции. При этом воздух снаружи засасывается вентилятором и прежде чем поступить в двигатель охлаждается в воздухоохладите-

Рис. 1.7. Схема сбора утечек:

1 - магистральный насос; 2 - линия сбора утечек; 3 - приемный коллектор магистральных насосов; 4 - обратный клапан; 5 - насос откачки утечек; 6 -резервуар-сборник утечек

ле, установленном в фундаментной яме. Воздухоохладитель, как правило, применяется водяного трубчатого типа. Нагретый воздух возвращается из двигателя снаружи воздуха и засасывается вентилятором, создавая замкнутую систему его циркуляции.

Взрывозащищенные электродвигатели типа СТДП, устанавливаемые в одном зале с насосом, имеют водяное охлаждение. Вода циркулирует по замкнутому контуру при помощи насосов, устанавливаемых в специальном помещении. В жаркое время года вода может охлаждаться в радиаторах, имеющих воздушное охлаждение.

Охлаждение масла, используемого в подшипниковых опорах насосного агрегата, осуществляется, как правило, в летнее время года с применением водяных или воздушных маслоохладителей. Воздушные маслоохладители имеют два радиатора, продуваемые при помощи вентилятора.

Система приточно-вытяжной вентиляции насосной состоит из двух приточных вентиляторов с калориферами, двухчетырех вытяжных вентиляторов и разводящих воздуховодов. В функции системы приточно-вытяжной вентиляции входит:

ограничение максимальной концентрации паров в воздухе насосного зала;

подача воздуха для отопления машинного зала и поддержания температуры в пределах требований, предъявляемых по техническим уровням установленного там оборудования и аппаратуры автоматики;

поддержание перепада давления между воздушной камерой уплотнения промежуточного вала и помещением насосного зала (для насосных с разделительной стенкой).

На нефтеперекачивающих станциях предусматривается также естественная вытяжная вентиляция. Схема приточной вентиляции применительно к насосной, где размещение магистрального насоса выполнено в одном зале со взрывозащищенным двигателем типа 4АЗМВ, представлена (рис. 1.8) из двух вентиляторов, один из вентиляторов является резервным.

Размещение вентиляторов, калориферов, огневого предохранителя и обратных клапанов выполнено в отдельном от насосного зала помещении. Воздухораспределительные насадки и регулируемые заслонки находятся в насосной. Насадки располагаются у стены напротив каждого насосного агрегата.

При применении электродвигателей невзрывозащищенного исполнения размещение насоса и привода производится в различных помещениях - насосном зале и электрозале. Разделительная стенка между залами является герметичной.

Промежуточный вал, соединяющий валы насоса и электродвигателя и проходящий через разделительную стенку, имеет уплотнение.

Уплотнение находится под избыточным давлением, создаваемым приточными вентиляторами.

Электрозал в этом случае находится под избыточным давлением воздуха за счет работы специальных подпорных вентиляторов.

Схема вытяжной вентиляции насосной, где нефтяной насос располагается в одном помещении со взрывозащищенным электродвигателем, показана на рис. 1.9. Вентиляторы устанавливаются снаружи помещения. Вытягиваемый из насоса воздух по воздуховоду направляется наверх выше крыши здания насосной. Воздуховод заканчивается перекидным клапаном и факельной насадкой. Вентиляторы располагаются, как правило, попарно с каждого торца здания. Один из вентиляторов каждой пары - резервный.

Пристенные воздушные насадки, располагаемые внутри насосной, обеспечивают забор и отсос воздуха из помещения. Воздушные насадки вытяжной вентиляции устанавливаются также в приямке насосного зала, где расположены маслона-сосы.

Рис. 1.9. Схема вытяжной вентиляции НПС:

1 - факельная насадка; 2 - клапан перекидной типа АЗЕ-105; 3 - шибер; 4 вентиляционный агрегат типа Ц-4-75-6,3; 5 - пристенная воздушная насадка

В состав вытяжной вентиляции входят также дефлекторы, устанавливаемые на крыше насосной . Дефлекторы имеют шибера, регулирующие расход воздуха. Открытие шибера осуществляется при помощи троса. Дефлекторы обеспечивают естественное удаление из верхней зоны помещения воздуха, в котором могут содержаться взрывоопасные смеси газов.

Регуляторы давления предназначены для регулирования давления (минимального на приеме и максимального на выкиде насосной станции) методом дросселирования потока нефти в заданных пределах.

В качестве исполнительных механизмов используются или заслонки с электроприводом во взрывозащищенном исполнении, или пневматические заслонки, как правило, импортного производства.

Принцип функционирования электроприводных заслонок следующий: датчики давления на приеме и выкиде передают свои значения давления с зарегистрированной уставкой и направляют сигналы на селектор. Селектор посылает сигнал на электронные позиционеры, которые, в свою очередь, переводят заслонки в положение, затребованное этим сигналом, с помощью электропривода.

Электроснабжение НПС осуществляется от электроподстанций, на которых устанавливают понижающие трансформаторы. От двух вторичных обмоток каждого трансформатора по четырем воздушным и двум кабельным получают самостоятельное питание секции сборных шин в ЗРУ. ЗРУ обеспечивает питание электродвигателей насосных агрегатов.

Электроприемники особой группы (электроотопление, аварийное освещение, система пожаротушения, узел подключения НПС к магистрали и операторная) при исчезновении электроэнергии автоматически переключаются на питание от дизельных электростанций.

В состав автоматики обычно входят:

средства контроля и защиты технологических параметров;

система автоматического регулирования давления нефти в трубопроводе на выходе и входе НПС;

средства автоматики, управления, контроля технического состояния, насосных агрегатов и вспомогательного оборудования;

средства контроля уровня в емкостях и автоматического управления вспомогательными системами;

средства противопожарной автоматики;

системы телемеханики.

Помимо промежуточных нефтеперекачивающих станций имеются головные станции. Они устанавливаются в начале нефтепровода или по длине трубопровода через каждые 4-6 промежуточные станции.

Головная НПС отличается от промежуточных НПС наличием резервуарного парка (объемом равным двух-трехсуточной пропускной способности нефтепровода), подпорной насосной, приемного пункта.

К основным инженерным сооружениям НПС относятся системы канализации, водоснабжения и отопления.

На НПС устраивается производственно-ливневая канализация, бытовая канализация и канализация условно чистых вод. Очистка сточных вод производится в комплексе очистных сооружений с пропускной способностью: 400 м3/сут - для бытовых стоков; 240 м3 - для производственных стоков.

Все производственные стоки собираются в резервуар-сборник вместимостью 20 м3. Производственные стоки из резервуара-сборника откачиваются в резервуары-отстойники. Далее после очистки во флотационной установке стоки перекачиваются в первую секцию пруда-отстойника.

На станциях, как правило, имеются: напорно-бытовая канализация, идущая от жилого поселка, и безнапорная бытовая канализация от насосной.

Для каждой НПС система канализации имеет свои особенности, зависящие от места расположения НПС, рельефа местности, наличия жилпоселков, характера перекачиваемого нефтепродукта и т.д.

Водоснабжение НПС включает системы: производственного, противопожарного, хозяйственно-питьевого назначения.

В качестве источников водоснабжения выбирают открытые и подземные источники воды. При открытом источнике воду очищают и обеззараживают на пунктах очистки, особенно для системы хозяйственно-питьевого снабжения. При подземных источниках предусматривают не менее 2-х артезианских скважин, причем каждая из них должна полностью обеспечивать потребность станции и жилого поселка в воде.

Кроме того, предусматривают специальные резервуары для создания запаса воды на противопожарные нужды и шестичасового запаса воды на хозяйственно-питьевые и производственные нужды. Особое внимание обращают на качество: питьевой воды; воды для систем охлаждения основного оборудования; воды для подпитки водяных тепловых сетей и котлов.

Системы отопления зданий и сооружений НПС обеспечивают: равномерное нагревание воздуха помещений в течение всего отопительного периода; возможность регулирования температуры; увязку с системами вентиляции.

В качестве теплоносителей для систем отопления и вентиляции, в том числе и взрывоопасных, применяется, как правило, горячая вода. Температура теплоносителя для систем отопления и вентиляции не должна превышать 150 °С.

Основным источником теплоносителя на НПС являются котельные, которые используются, как правило, для нужд станций и прилегающих жилпоселков.

Широкое применение нашли автоматические котельные иностранного производства, работающие в водогрейных режимах.

ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ

Нефтеперекачивающие станции, базы приема и отгрузки нефти, станции смешения, пункты подогрева нефти должны приниматься в эксплуатацию после завершения всех строительно-монтажных работ, предусмотренных проектом проведения пуско-наладочных работ и предъявления генподрядчиком исполнительно-технической документации, удостоверяющей соответствие выполнения строительно-монтажных работ проекту, строительным нормам и правилам, ведомственным нормативным документам, а также после выполнения комплекса работ по испытанию, наладке, опробованию отдельных узлов.

Приемка в эксплуатацию вновь построенной НПС и объектов НПС после реконструкции и капитального ремонта, проведенных с внесением изменений в первоначальный проект и изменением технических характеристик объекта, должна проводиться приемочной комиссией. До предъявления вновь построенной НПС приемочной комиссии должна быть проведена приемка объектов рабочей комиссией, назначаемой не позднее, чем за 3 мес до планируемого срока начала работы комиссии.

Рабочая комиссия приступает к работе после получения письменного извещения генерального подрядчика о готовности объекта к сдаче.

Приемочные комиссии назначаются не позднее чем за 3 мес до планируемого срока приемки объектов НПС в эксплуатацию.

Работоспособность и готовность на вновь построенной НПС оборудования, сооружений, агрегатов, резервуаров, технологических систем, систем энергообеспечения, автоматики к работе и после реконструкции и капитального ремонта должны проверяться комплексным опробованием.

При комплексном опробовании в соответствии с утвержденной заказчиком программой проводится проверка исправности и работоспособности оборудования, систем и сооружений под нагрузкой совместно с системами сигнализации, защиты, автоматики и телемеханики.

Комплексное опробование работоспособности оборудования НПС считается проведенным при условии отсутствия неисправностей и непрерывной работе под нагрузкой каждой единицы оборудования совместно с системами обеспечения, автоматики, телемеханики в течение 72 ч.

Комплексной приемке оборудования насосной станции должны предшествовать опробование и регулировка всех вспомогательных систем, защит, а также индивидуальное опробование каждого насосного агрегата с оформлением соответствующих актов.

До начала комплексного опробования объекты МН должны быть укомплектованы обученным эксплуатационным персоналом; рабочие места обеспечены инструкциями, технологическими картами, схемами, технической и оперативной документацией; оснащены требуемыми материалами, инструментами и запасными частями, средствами индивидуальной защиты. На объектах должны быть выполнены противопожарные мероприятия: смонтированы, налажены автоматические системы защиты агрегатов, общестанционные защиты, системы сигнализации и извещения о пожаре и пожаротушения.

Приемка электроустановок в эксплуатацию осуществляется согласно требованиям СНиП 3.05.05, Правил устройства электроустановок, Правил эксплуатации электроустановок потребителей.

При приемке в эксплуатацию вновь построенных НПС, станций смешения и пунктов подогрева нефти рабочей и приемочной комиссиям подрядчиком предъявляются следующие документы:

Эксплуатация оборудования НПС осуществляется оперативным (дежурным) и эксплуатационно-ремонтным персоналом в соответствии с технологическим регламентом и инструкциями по эксплуатации оборудования.

Инструкции по эксплуатации оборудования НПС разрабатываются с учетом требований заводов-изготовителей, опреде-30

ляют общие правила организации эксплуатации оборудования и систем, в том числе порядок пуска и остановки оборудования, действия персонала в процессе эксплуатации и в аварийных ситуациях.

По результатам технических осмотров и показаниям контрольно-измерительных приборов оперативный персонал информирует службы НПС о необходимости проведения диагностического контроля на работающем или остановленном оборудовании, несет ответственность за процесс остановки и пуска оборудования, осуществляет оперативное переключение основного и вспомогательного оборудования согласно утвержденным технологическим картам или указаниям диспетчера ПДС (ЦДП). При выходе параметров работы оборудования за допустимые пределы оперативный персонал контролирует и, при необходимости, осуществляет переключения неисправного оборудования на резервное, о чем делает запись в журнале и извещает диспетчера ПДС и руководство НПС.

Ответственность персонала НПС за соблюдение требований действующих нормативно-технических документов на каждой НПС определяется должностными инструкциями.

Ответственность за правильную и безопасную эксплуатацию оборудования и сооружений НПС наряду с начальником НПС несут старший инженер НПС, инженеры соответствующих служб или отделов и главный инженер нефтепроводного управления. Кроме того, начальник НПС несет ответственность за рациональное комплектование оперативного и эксплуатационно-ремонтного персонала и оснащение служб и персонала современными средствами ремонта и контроля технического состояния.

Лицо, ответственное за техническую эксплуатацию оборудования и сооружений НПС, обязано обеспечить:

надежную, экономичную и безопасную работу каждого объекта НПС;

разработку и внедрение мероприятий по учету и экономии электроэнергии, топлива и материалов;

внедрение новой техники и технологии эксплуатации и ремонта оборудования, способствующих более надежной, экономичной и безопасной работе оборудования и сооружений НПС;

организацию и своевременное проведение ремонта, периодических контролей и испытаний оборудования; внедрение прогрессивных методов ремонта; проведение диагностических проверок работоспособности оборудования;

наличие и своевременную проверку средств защиты и противопожарного инвентаря;

организацию своевременного расследования отказов в работе оборудования, а также несчастных случаев, произошедших во время эксплуатации и ремонта оборудования, и своевременно устранение причин и последствий отказов.

Оперативный, инженерно-технический и эксплуатационноремонтный персонал по графику и местным инструкциям осуществляет с учетом оперативной ситуации контроль технического состояния оборудования НПС (табл. 2.1).

При приемке смены оперативный (дежурный) персонал НПС обязан:

Т а б л и ц а 2.1

График технических осмотров и оперативных контролен объектов НПС

Объекты

Должность

Периодичность технических осмотров и оперативных кон-тролей

Магистральные и подпорные насосные агрегаты

Запорная арматура, регуляторы давления, блок гашения ударной волны, предохранительные клапаны система охлаждения масла и воды, фильтры-грязеуловители, система откачки утечек Емкости для сбора и хранения нефти, технологические и вспомогательные трубопроводы, установки автоматического пожаротушения и противопожарных средств, система вентиляции Котельная, тепловые сети

Водопроводы, артскважины, канализация, очистные сооружения

Здания и сооружения

Дежурный персонал ИТР НПС Старший инженер Начальник НПС Дежурный персонал ИТР НПС Старший инженер Начальник НПС

Дежурный персонал ИТР НПС Старший инженер Начальник НПС

Дежурный персонал

ИТР НПС

Старший инженер

Начальник НПС Дежурный персонал ИТР НПС Старший инженер Начальник НПС Дежурный персонал ИТР НПС Старший инженер Начальник НПС

Через 2 ч 2 раза в день Через 2 дня Через неделю 2 раза в смену 1 раз в день Через 2 дня Через неделю

1    раз в смену Через день Через 2 дня Через неделю

2    раза в смену для котельных, находящихся в работе

1 раз в день для котельных, находящихся в работе Через 2 дня

Через неделю 1 раз в сутки Через неделю Через 2 недели Через месяц 1 раз в сутки Через неделю Через 2 недели Через месяц

ознакомиться со схемой и режимом работы, состоянием оборудования на своем участке путем личного осмотра в объеме, установленном инструкцией (инструкция разрабатывается для конкретной НПС и утверждается главным инженером НУ (ЛПДС);

получить сведения от сдающего смену об оборудовании, за которым необходимо вести тщательное наблюдение для предупреждения аварий или неполадок, и об оборудовании, находящемся в ремонте или резерве;

проверить и принять инструмент, материалы, ключи от помещений, средства защиты, измерительные приборы, оперативную документацию, инструкции;

ознакомиться со всеми записями и распоряжениями за время, прошедшее с его последнего дежурства;

оформить приемку смены отметкой в журнале или ведомости с подписью принимающего и сдающего смену.

Приемка и сдача смены во время ликвидации отказа, производства переключений или операций по включению и отключению оборудования запрещаются.

При длительном времени ликвидации отказа сдача смены проводится с разрешения руководства НПС.

Производственные здания и сооружения в процессе эксплуатации должны находиться под систематическим наблюдением инженерно-технических работников НПС, ответственных за эксплуатацию и сохранность этих объектов (см. табл. 2.1).

За сохранность жилого и культурно-бытового фонда предприятия и его своевременный ремонт отвечает заместитель начальника НПС по общим вопросам (или лицо, курирующее его).

Все производственные здания и сооружения подвергаются периодическим техническим осмотрам, которые проводятся два раза в год - весной и осенью.

Весенний осмотр проводится после таяния снега с целью освидетельствования состояния здания или сооружения и уточнения объемов работ по текущему ремонту, который будет проводиться в летний период, и капитальному ремонту для включения в перспективный план.

При весеннем техническом осмотре необходимо: тщательно проверить состояние несущих и ограждающих конструкций и выявить возможные повреждения их в результате атмосферных и других воздействий;

установить дефектные участки, требующие постоянного наблюдения;

проверить механизмы и открывающиеся элементы окон, дверей, ворот и других устройств;

проверить состояние и привести в порядок водостоки, отмостки и ливнеприемники.

Осенний осмотр проводится с целью проверки подготовки зданий и сооружений к зиме. К этому времени должны быть закончены все летние работы по текущему ремонту.

При осеннем техническом осмотре необходимо: тщательно проверить несущие и ограждающие конструкции зданий и сооружений и принять меры по устранению всякого рода щелей и зазоров;

проверить подготовленность покрытий зданий к зиме, исправность желобов и водостоков, наличие необходимых средств для удаления снега;

проверить исправность и готовность к работе в зимних условиях открывающихся элементов окон, дверей, ворот, фонарей и других устройств.

Состояние противопожарного оборудования во всех зданиях и сооружениях как при периодических, так и при текущих технических осмотрах проверяется с представителями пожарной охраны в сроки, зависящие от специфических условий эксплуатации производственных зданий, но не реже одного раза в месяц.

Текущий осмотр основных конструкций зданий с тяжелым крановым оборудованием (насосные и электрозалы) проводится один раз в месяц.

Внеочередные осмотры зданий и сооружений проводятся после стихийных бедствий (пожаров, ураганных ветров, больших ливней или снегопадов, землетрясений - в районах с повышенной сейсмичностью и т.д.) или аварий.

Особо жесткий режим всех видов осмотров должен устанавливаться для производственных зданий и сооружений, возведенных на подработанных подземными горными выработками территориях, на просадочных грунтах, в районах вечной мерзлоты, а также эксплуатируемых в условиях с постоянной внешней вибрацией (например, вблизи железнодорожного полотна и пр.).

Кроме перечисленных задач по осмотру зданий, целью технических осмотров является разработка предложений по улучшению технической эксплуатации зданий, а также качеству проведения всех видов ремонта.

Результаты всех видов осмотров оформляются актами, в которых отмечаются обнаруженные дефекты, а также необходимые меры для их устранения с указанием сроков выполнения работ.

Вся техническая документация по сданным в эксплуатацию зданиям и сооружениям - утвержденный технический проект (проектное задание), рабочие чертежи, данные о гидрогеологических условиях участка застройки, акт приемки в эксплуатацию с документами, характеризующими примененные материалы, условия и качество производства работ по возведению объектов, а также сведения об отступлениях от проекта и недоделках к моменту ввода объекта в эксплуатацию - должна храниться комплектно в техническом архиве РНУ и НПС.

Для учета работ по обслуживанию и текущему ремонту соответствующего здания или сооружения должен вестись технический журнал ан НПС, в который вносятся записи о всех выполненных работах по обслуживанию и текущему ремонту с указанием вида и места работ.

При наличии явления пучения грунтов должна проводиться ежегодная проверка высотных нивелирных отметок оборудования и инженерных сооружений. При изменении нивелирных отметок на величину больше допустимой должны приниматься меры к уменьшению или компенсации влияния пучения грунта на напряженно-деформированное состояние патрубков насосов, элементов трубопроводов, фундаментов и т.п.

IDAAIEgAOEB Ё IEAIEDIAA1ЁА DAAiO II OAOlExAftEIlO 1АЙЁб^ЁАА1ЁР Ё dAii fO6 IA Id6a IAA iEb ё niid6^AiEe iAoOAIAdA?axEaapueo NOAioEe

3.1. nodAoAaee oAoiexAnEiai iAMo^eAAieb e dAiiioA iAidoAiAAieb iAooAiadAEAxeAAp ueo noAioee

Надежная работа НПС неразрывно связана с организацией ремонта и межремонтного обслуживания эксплуатируемого оборудования и аппаратуры. Как известно, при этом расходы на поддержание работоспособности оборудования зачастую значительно превосходят его первоначальную стоимость.

Однако, как показывает опыт эксплуатации, широко применявшаяся до настоящего времени планово-предупредительная система (ППР), регламентирующая заранее установленные сроки и объемы ремонта, имеет ряд существенных недостатков, главные из которых - недоиспользование ресурса деталей, что приводит к завышению общего количества, а следовательно и суммарной трудоемкости ремонтных работ; эксплуатация магистральных и подпорных насосных агрегатов с заниженными значениями КПД и напора; невозможность поддержания требуемых показателей надежности, что может привести к невыполнению требований промышленной безопасности и сокращению объемов перекачки нефти.

Кроме того, анализ фактического состояния системы технического обслуживания и ремонта (ТОР), выполненный по ряду

предприятий, показывает на очень большие отклонения фактических сроков проведения ремонтов по основному технологическому оборудованию.

Это объясняется тем, что действующие нормативные документы системы ППР, оборудования нефтеперекачивающих станций недостаточно учитывают влияние условий эксплуатации на техническое состояние машин.

С точки зрения достижения реального снижения трудозатрат на ТОР более эффективным считается в настоящее время применение качественно нового подхода к системе планирования и организации ТОР, основывающегося на результатах контроля и оценки фактического технического состояния оборудования НПС. Сохраняя, в принципе, плановый характер организации ремонта и контроля технического состояния оборудования, такая система ТОР в перспектив будет опираться на широкое применение средств технической диагностики. Ее эффективность предопределяется тем, что сроки вывода в ремонт и объемы работ определяются не как заранее определенные среднестатистические и нормированные величины, а назначаются индивидуально для каждого агрегата путем математической обработки диагностических параметров о его состоянии.

С учетом изложенного для выявления и предупреждения отказов можно выделить следующие стратегии ТОР оборудования НПС:    по потребности после отказа; плано

во-предупредительная в зависимости от наработки; по состоянию.

Стратегия ТОР после отказа состоит в том, что оборудование НПС и их составные части ремонтируют по потребности после возникновения отказа, поломки в случайные моменты времени. Трудоемкость восстановления в этом случае тоже величина случайная. Система обеспечивает почти полное использование ресурса (долговечности), отдельных деталей, так как элементы эксплуатируются до отказа. В то же время показатель безотказности остается низким в связи с отсутствием работ по предотвращению отказов. Кроме того, аварийный ремонт сопровождается большими материальными издержками. Факт отказа при такой стратегии ТОР может привести к серьезным последствиям, влекущим за собой сокращение перекачки, длительный простой оборудования, ухудшению безопасности эксплуатации объекта.

Основу планово-предупредительной системы ТОР составляет плановый предупреждающий отказы ремонт (обслуживание) оборудования, осуществляемый регламентно через отказывает в случайный момент t; в межремонтном периоде, то проводится внеплановый ремонт длительностью tB.

Следующий плановый ремонт осуществляется через время tH или через время tH + t;, т.е. данная система ТОР имеет две разновидности: с учетом наработки до отказа в межремонтном периоде и без учета наработки до отказа. В первом случае возникает необходимость постоянной корректировки графиков планово-предупредительного ремонта. По этой системе при планировании технического обслуживания и ремонта оборудования НПС используют так называемые календарный и регламентный методы.

Календарный метод состоит в проведении технического обслуживания в зависимости от срока службы оборудования (узла или элемента), т.е. календарного времени их эксплуатации. Интенсивность использования оборудования при этом не учитывается. Этот метод применяется для оборудования, находящегося в эксплуатации в режиме ожидания (задвижки, вентиляторы, компрессоры и т.п.). Замена и ремонт по календарным срокам без учета использования оборудования ведет к неоправданным материальным и трудовым потерям.

Регламентный метод состоит в проведении технического обслуживания оборудования по достижении определенной наработки при достижении которой происходит выработка ресурса. Организация технического обслуживания остается сравнительно простой, но возможности экономии сил и средств используются неполностью.

Ввиду высоких требований к безотказности агрегатов и систем НПС межремонтный ресурс должен назначаться таким образом, чтобы его с высокой вероятностью, например не менее ун = 95 %, все отработали узлы и детали. Однако, если в расчетах пользоваться среднестатистическими данными о надежности элементов рассматриваемого типа, распределение которых обычно подчиняется нормальному закону, то при таком подходе, во-первых, все же не исключается возможность отказа отдельных элементов в счет вероятности, равной (100 -

- ун) %, и в подавляющем большинстве элементов не полностью используются индивидуальные резервы их работоспособности.

Практический опыт и исследования показывают, что традиционный метод замены узлов и деталей оборудования, по отработке установленного межремонтного ресурса имеет целый ряд существенных недостатков. К ним относятся: низкий коэффициент использования деталей из-за частых снятий и выполнения неоправданно большого объема ремонтных работ; недоис-38 ния неоправданно большого объема ремонтных работ; недоиспользование индивидуальных ресурсов подавляющего большинства деталей; отрицательное влияние на надежность оборудования вследствие повышения интенсивности послеремонт-ных отказов. Кроме того, при данном методе замены не исключаются случаи внезапных отказов и требуется наличие большого обменного фонда запасных частей и значительных трудовых затрат при восстановлении работоспособности оборудования.

Одним из радикальных путей повышения надежности и эффективности использования узлов и деталей оборудования на перспективу, является разработка и внедрение в практику эксплуатации нефтепроводного транспорта метода обслуживания оборудования по техническому состоянию. Сущеность метода заключается в проведении непрерывного или периодического контроля и измерения параметров, определяющих техническое состояние деталей, для обеспечения заданного уровня их надежности при эксплуатации и более полного использования индивидуальных ресурсов. При этом элемент подвергается замене только тогда, когда значение прогнозируемого параметра данного элемента (агрегата) приблизилась к предельному уровню. В остальных случаях эксплуатация продолжается до очередной проверки его состояния. При этом значительно сокращаются трудозатраты на обслуживание, сокращается расход дорогостоящих узлов и деталей. Принципиальная возможность и внедрение метода замены по техническому состоянию обеспечивает увеличение средней наработки деталей и узлов между заменами в 1,5+2 раза, сокращение удельных приведенных затрат на ТОР и восстановление работоспособности в 1,5 раза.

Эта стратегия ремонта наиболее целесообразна для магистральных и подпорных насосных агрегатов, на долю которых приходится 90-96 % всей потребляемой электроэнергии НПС, и отказы которых могут привести к серьезным последствиям. При реализации этой стратегии ТОР периодически проводят проверку состояния насосного агрегата, по результатам которой оценивают его состояние в момент контроля tki и прогнозируют его к моменту последующего контроля tki+1. На основании анализа текущих прогнозных параметров состояния насосного агрегата в сопоставлении с предельно допустимыми определяют потребность в ремонте его на межпроверочном интервале времени (tki, tki+1). В этом случае проводят ремонт агрегата по потребности, характеризующейся тем, что срок его заранее не регламентируется, а определяется остаточным ресурсом. Объем ремонта определяют потребностью в замене узлов или деталей, обусловивших предотказовое состояние оборудования. В случае возникновения отказа на периоде (tki, tki+1) агрегат подвергается восстановительному ремонту.

Стратегия ТОР по состоянию может иметь две разновидности: первая характерна для ремонта по потребности без диагностирования состояния НА, когда отклонение параметра состояния превышает предельно допустимое значение; вторая -для ремонта по потребности с диагностированием состояния (или дефектовкой), когда отклонение фактического значения параметра состояния равно предельно допустимому.

Обслуживание и ремонт по состоянию с контролем параметров предусматривает непрерывный или периодический контроль и измерение параметров, определяющих техническое состояние функциональных систем и изделий. Такими параметрами для насосных агрегатов могут быть вибрация, температура, напор, КПД, кавитационный запас, сила тока и пр.

Данная стратегия требует разработки методов и средств диагностирования, обладающих большой информативностью.

Стратегия ТОР - по состоянию обладает максимальными возможностями по управлению техническим состоянием оборудования НПС.

Реализация стратегии ТОР по "состоянию" потребует знания характеристик надежности функциональных систем и изделий в процессе эксплуатации, четкой организации информационного обеспечения, наличие средств контроля и диагностики. Это, в свою очередь, повлечет перестройку технологии и организации эксплуатационных и ремонтных служб предприятия.

При каждой системе технического обслуживания и ремонта используют определенные управляющие показатели. В условиях системы по потребности применяют минимальное число показателей: степень восстановления ресурсных и функциональных параметров, а также полный срок службы машины или ее составной части до списания. При плановопредупредительной системе по периодичности дополнительно используют периодичность обслуживания и ремонта. При планово-предупредительной системе по состоянию дополнительно используют межконтрольную наработку, допускаемые без технических воздействий отклонения параметров состояния, погрешность измерения параметров, а также остаточный ресурс до ремонта.

Управляющие показатели ТОР, используемые при указанных стратегиях ремонта приведены в табл. 3.1.

Рис. 3.1. Критерии планирования ТОР

Критерии планирования ТОР

Т а б л и ц а 3.1.

Управляющие показатели, используемые различными системами ТОР

Системы ТОР

Управляющие показатели

по потребности

планово-предупредительная по наработке

ТОР по состоянию

Межконтрольная наработка (или

-

+

+

периодичность обслуживания и ремонта)

Допускаемые без технических

+

воздействий отклонения параметров состояния

Погрешность измерения парамет

+

ров

Степень восстановления параме

+

+

+

тров при ремонте Остаточный ресурс до ремонта

_

+

Полный срок службы

+

+

+

ределяется тем, насколько полно он обеспечивает взаимодействие между объективно существующим процессом изменения технического состояния конкретного оборудования и процессом его технической эксплуатации.

Контроль фактического технического состояния оборудования требует совершенной системы диагностики, обучения персонала, организации единой автоматизированной системы сбора и анализа показателей надежности, разработки мероприятий по снижению погрешностей определения технологических параметров, создания системы метрологического обеспечения измерений и обработки сигналов и т.д. Без выполнения всех этих условий переход на новую систему ТОР не возможен.

Планирование ТОР должно осуществляться с учетом технических, экономических и технико-экономических критериев. На рис. 3.1 показаны основные критерии планирования ТОР.

3.2. ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ ОБОРУДОВАНИЯ ПО ФАКТИЧЕСКОМУ ТЕХНИЧЕСКОМУ СОСТОЯНИЮ

Системой технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию (ТОР по техническому состоянию) называется техническое обслуживание и ремонт (ТОР), заключающееся в регламентных остановках и ремонтах, производимых в соответствии с регламентом, а также в контроле технического состояния оборудования, осуществляемом с установленной периодичностью между регламентными остановками и обслуживанием (или ремонтом) в зависимости от этого состояния .

Техническое обслуживание и ремонт по фактическому техническому состоянию представляет собой совокупность правил по определению режимов и регламента диагностирования оборудования НПС и принятию решений о необходимости его обслуживания, замены или ремонта на основе информации о фактическом техническом состоянии.

При данной стратегии обслуживания и ремонта оборудование НПС эксплуатируется до предотказового состояния.

Таким образом, в основе метода ТОР по техническому состоянию заложен принцип предупреждения отказов оборудования, систем НПС и их элементов - при условии обеспечения максимально возможной наработки их до замены и минимально возможных затрат на ТОР.

С учетом большой номенклатуры оборудования на НПС, отличий по начальному их техническому состоянию и наработки, разной степени их сложности, значительного числа дефектов и резервирования использование системы ТОР по техническому состоянию на базе диагностики для всего оборудования НПС экономически нецелесообразно. В связи с этим новая система ТОР по фактическому техническому должна быть смешанной: для некоторой части оборудования -по техническому состоянию на основе диагностирования, для другой - планово-предупредительная система, а для остальной - по потребности после отказа. Поэтому в основу выбора стратегии ТОР для каждого типа оборудования (при переводе всей НПС на систему ТОР по фактическому техническому состоянию) должен быть положен технико-экономический критерий.

Система технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию требует разработки методов и средств диагностирования, обладающих большой информативностью. Такую базу технической диагностики экономически целесообразно применять в первую очередь для основного оборудования НПС - насосных агрегатов. Причем для насосных агрегатов, определяющих надежность и экономичность работы НПС, необходимо регламентировать контроль и анализ уровня вибрации, температуры, утечек, параметры напора, КПД, потребляемой мощности.

Эти величины (кроме КПД) должны контролироваться автоматизированной системой. В виде исключения, допускается временный контроль параметров портативными (переносными) приборами с определенной периодичностью.

На основе контроля и анализа вибрации, как наиболее информативного метода обнаружения неисправности, определяется глубина развития дефектов, причина их появления, прогнозируется ресурс работы или время работы оборудования до ремонта.

Если вибродиагностика, в первую очередь, решает задачи повышения надежности оборудования, то параметрическая диагностика насосных агрегатов способствует достижению более экономичных эксплуатационных параметров. В основу параметрической диагностики положены оценка напора, мощности и КПД насоса и агрегата в целом, определение причин, вызывающих ухудшение данных параметров, разработка и реализация мероприятий по улучшению или восстановлению напорной и энергетической характеристики насоса, определение тенденции их изменения по мере наработки.

Этот метод диагностики необходимо использовать на начальной стадии работы агрегата, чтобы выявить дефекты заводского характера, монтажа и ремонта, а также в период эксплуатации для своевременного обнаружения и оценки причин, ухудшающих рабочие параметры насоса или электродвигателя и в целом насосного агрегата.

В ряде случаев приобретение, установка и обслуживание диагностических средств для вспомогательного оборудования дороже, чем проведение ремонта по графику ППР (т.е. для вспомогательного оборудования минимум приведенных затрат на единицу наработки при планово-предупредительной системы ТОР меньше чем минимум приведенных затрат для ТОР по техническому состоянию.

С другой стороны, оперативный контроль технического состояния должен обеспечивать высокую безотказность и предотвращать внезапные отказы.

Поэтому область применения стратегии обслуживания и ремонта с контролем параметров целесообразно ограничить системами и оборудованием, которые по соображениям безотказной работы всей НПС не могут быть допущены к эксплуатации до отказа (т.е. ограничить тем оборудованием, отказ которого приведет к остановке всей НПС или опасной аварийной ситуации) .

При выборе оборудования для перевода на ТОР по техническому состоянию следует учесть и "возрастной" состав оборудования.

Необходимость ограничения срока службы оборудования

НПС обусловливается его физическим и моральным износом, повышением отказов, снижением технико-экономических характеристик и требуемой надежности.

В связи с тем, что ресурсы и условия эксплуатации деталей, узлов, агрегатов оборудования отличаются друг от друга, при любой стратегии ТОР вводится система (вид) ремонтов (текущий, средний, капитальный).

В системе ППР виды ремонта осуществляются в определенной последовательности, а при ремонте по техническому состоянию - в зависимости от результатов диагностирования.

Текущий ремонт (ТР) - это ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в замене (или) восстановлении отдельных частей.

Средний ремонт (СР) - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса изделий с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния частей, выполняемого в объеме, установленном в нормативнотехнической документации.

Капитальный ремонт (КР) - это ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые.

Время между двумя последовательно проведенными ремонтами, то называется межремонтным периодом.

В промежутках между периодическими ремонтами осуществляется межремонтное техническое обслуживание (ТО) машин, основная цель которого заключается в предупреждении отказов и ликвидации последствий недопустимых отказов. Межремонтное обслуживание включает периодические осмотры машин.

При любой стратегии ремонта объемы восстановительных работ и фактические сроки службы деталей и узлов должны определяться ремонтным персоналом вне зависимости от того, насколько ему известны средние значения и рассеивание сроков службы. Отсутствие информации о надежности элементов изделия ведет к недоиспользованию сроков службы (для гарантии узлы ремонтируются значительно чаще, чем это необходимо) или к повышенной вероятности отказов изделия в межремонтный период и большому объему неплановых ремонтов.

Система технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию (ТОР по техническому состоянию) основывается на проведении профилактических, восстановительных и диагностических работ через интервалы времени (наработки), определенные по фактическим показателям надежности, результатам предыдущих диагностических контролей, значениям параметров оценки работоспособного состояния данного вида оборудования с учетом срока службы каждой единицы оборудования.

В системе технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию проводятся: техническое обслуживание; диагностические контроли, в том числе оперативный, плановый, неплановый; ремонт по фактическому состоянию в объеме текущего, среднего и капитального ремонта; регламентные остановки.

Для ТОР по техническому состоянию обязательными являются:

проведение диагностических обследований с оценкой работоспособности оборудования и прогнозированием дальнейшей эксплуатации;

выполнение ремонтных работ по результатам диагностических обследований;

ведение нормативной, исполнительной, оперативной (эксплуатационной) баз данных, формирование периодических сводок по наработке оборудования, ведение базы данных отказов, хранение в электронном виде документации по организации и выполнению ремонтных работ на уровнях предприятий нефтепроводного транспорта.

Выполнение условий реализации ТОР по состоянию, является обязательным в первую очередь для того оборудования и систем НПС, которые с точки зрения безопасной эксплуатации не могут быть допущены к эксплуатации до отказа, а по экономическим соображениям - к эксплуатации до выработки установленного межремонтного периода.

С целью выделения основных объектов НПС, подвергаемых первоочередному обязательному контролю, диагностическому обследованию и ремонту, все механотехнологическое оборудование НПС разделено на три условные категории.

Первая категория - оборудование, которое с точки зрения безопасной эксплуатации и по экономическим показателям не может быть допущено к эксплуатации до отказа, а следовательно, переводится на систему ТОР по техническому состоянию: магистральные и подпорные насосы; трубопроводная арматура; системы маслоснабжения, охлаждения; система приточной вентиляции; система подачи воздуха в камеры уплотнения беспромвальной установки магистральных насосных агрегатов; система откачки утечек; блок гашения ударной волны; 46 блок регуляторов давления; система пожаротушения; система предохранительных клапанов; блок фильтров-грязеуловителей; технологические трубопроводы; промышленная канализация.

Вторая категория - оборудование, которое по экономическим показателям переводится на систему ТОР по техническому состоянию по мере необходимости: система водоснабжения и фекальной канализации, очистные сооружения; котлы и котельно-вспомогательное оборудование, тепловые сети; камеры пуска и приема скребка; компрессоры.

Третья категория - оборудование, которое по экономическим показателям нецелесообразно переводить на систему ТОР по техническому состоянию: емкости подземные, топливные; здания и сооружения, при обязательных обходах; водоснабжение, в случае наличия резервных емкостей запаса воды.

Руководство предприятий обязано обеспечить условия, необходимые для первоочередного перевода оборудования первой категории на систему ТОР по фактическому техническому состоянию (обеспечение приборами контроля и диагностики, контроль за ведением журналов регистрации сведений о работоспособном состоянии оборудования, разработка и внедрение инструкций и методик диагностирования оборудования, обеспечение автоматизированного контроля и сбора информации по надежности и т.д.).

В переходный период, т.е. до внедрения ТОР по состоянию, для оборудования второй и третьей условных категорий система технического обслуживания и ремонта оборудования НПС основывается на выполнении восстановительных работ через заранее определенные по фактическим показателям надежности интервалы времени (наработки) - плановая система ТОР. При этом ТО, ТР, СР, КР выполняются в плановом порядке на основании графиков, составленных в соответствии с ремонтным циклом и показателями надежности. При отклонениях параметров работы оборудования, регистрируемых установленными контрольно-измерительными приборами или полученных в результате проведения оперативных контролей (см. табл. 2.1), оборудование выводится в неплановый ремонт.

Вид системы ТОР для каждого типа оборудования выбирается на основании технико-экономического обоснования.

Рекомендуемые виды системы ТОР для различных типов оборудования НПС представлены в табл. 3.2.

Система технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию включает в себя проведение технического обслуживания, диагностических контролей технического состояния, выполнение работ при регламентных

Наименование оборудования

Вид системы ТОР

Магистральные насосы

Подпорные насосы Маслосистема

Система охлаждения электродвигателей Система воздушного охлаждения масла Система воздушного охлаждения воды Система вентиляции Трубопроводная арматура: задвижки

обратные клапаны Система откачки утечек Блок регуляторов давления Блок фильтров-грязеуловителей Устройство гашения ударной волны Котлы и котельно-вспомогательное оборудование

Инженерные коммуникации Магистральные, подпорные и насосы собственных нужд, трубопроводная арматура, все вспомогательные и технологические системы в случае, если они не эксплуатировались более 0,5 года и не были законсервированы

П р и м е ч а н и е. Сохранение работоспособно; менно выведенной из эксплуатации без выполн обеспечивается поддержанием в помещениях сре + 10 °С и относительной влажности не более 70 лем технического состояния, осмотром и технич зервированного оборудования по графику, утвер ром НУ. Рекомендуется обкатка оборудования не катка проводится в соответствии с паспортами ё атации, время обкатки не менее 1 ч.

ТОР по техническому состоянию

ТОР по техническому состоянию, ППР То же

ТОР по техническому состоянию, ППР То же ППР

;ти оборудования НПС, вре-шия работ по консервации, дней температуры не ниже % и периодическим контро-еским обслуживанием заре-жденному главным инжене-реже 1 раза в полгода. Об-ти инструкциями по эксплу-

остановках и восстановление работоспособного состояния в случае отклонения значений диагностируемых параметров от установленных в нормативно-технической документации.

Система телемеханики, автоматизации и АСУ должна обеспечивать надежный контроль, измерение и регистрацию технологических параметров перекачки и эксплуатационных параметров оборудования и систем, которые используются для принятия решения о необходимости ремонта.

Исполнителем плановых диагностических контролей является бригада диагностики (с соответствующей диагностической аппаратурой) БПО (ЦБПО) или эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, имеющий допуск к работе с диагностической аппаратурой или стороннее предприятие, имеющее лицензию на проведение работ по диагностике на объектах НПС.

Исполнителем оперативного контроля является дежурный персонал и ИТР НПС (см. табл. 2.1).

Анализ изменения контролируемых параметров осуществляется главными специалистами предприятий с использованием базы данных по номенклатуре и начальным параметрам работы оборудования.

В случае резкого изменения постоянно контролируемых (оператором или приборами телеметрии) параметров проводится неплановый диагностический контроль с последующим решением о выводе в ремонт данного оборудования. Решение о выводе в ремонт механоэнергетического оборудования принимается старшим инженером НПС по согласованию с главным механиком или главным энергетиком предприятия.

Неплановый диагностический контроль осуществляется также и в случае, если по результатам оперативного контроля выносится решение о предполагаемом развитии дефекта. Анализ изменения контролируемых параметров проводится с учетом возможных изменений режимов перекачки. Необходимость проведения непланового контроля определяет старший инженер НПС после оповещения диспетчера ПДС (ЦДП).

Исполнителями непланового диагностического контроля являются эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, бригада диагностики БПО (ЦБПО).

Исполнителем ремонта оборудования является эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, ремонтная бригада БПО (ЦБПО) или сторонней организации, имеющей право на производство ремонтных работ на НПС.

Ремонт по фактическому техническому состоянию осуществляется по результатам планового (непланового) диагностического контроля.

Исполнителем работ во время регламентной остановки является эксплуатационно-ремонтный персонал НПС, бригада диагностики или выездная ремонтная бригада БПО (ЦБПО).

Регламентная остановка проводится независимо от результатов последнего диагностического контроля для оборудования, у которого подошел срок регламентных работ, оговоренных в других действующих документах.

Старший инженер НПС обязан обеспечить условия для проведения диагностического контроля оборудования, определенного планом диагностических контролей, подготовить ремонтный персонал НПС для этого или вызвать бригаду диагностики.

Результатом работы бригады диагностики является заключение о работоспособности или неработоспособности диагностируемого оборудования.

Если оборудование работоспособно, бригада должна дать прогноз о предполагаемом времени работы оборудования без отказа или времени следующего диагностического контроля, оформить акт о результатах диагностического контроля.

Если оборудование неработоспособно, бригада диагностики должна указать предполагаемые дефекты и причины неработоспособного состояния и совместно со старшим инженером НПС определить объем ремонта, оформить акт о результатах диагностического контроля.

Решение о выводе неработоспособного оборудования в ремонт принимается старшим инженером НПС совместно с главным специалистом соответствующей службы НУ (ЛПДС).

Определение сложности и трудоемкости ремонта осуществляется после проведения диагностического контроля, решения о выводе данного оборудования в ремонт и определения предполагаемого объема работ. По предполагаемому объему работ оборудование выводят в текущий, средний или капитальный ремонт.

Вид ремонта устанавливается по предполагаемому объему работ, но не по периодичности.

Если в объеме ремонта предусматривается разборка оборудования, то бригада диагностирования проводит контроль параметров, оценка которых возможна только при разборке, и корректирует предполагаемый объем ремонта.

На основании вынесенных решений старший инженер НПС после согласования с БПО (ЦБПО) или НУ (ЛПДС) вызывает ремонтную бригаду БПО (ЦБПО).

При наличии резервного работоспособного оборудования срок ремонта допускается переносить по согласованию с соответствующими службами. Ответственность за перенос срока ремонта несет старший инженер НПС и главный механик НУ (ЛПДС).

При достижении оборудованием срока регламентной остановки старший инженер НПС обязан по согласованию с руководством НУ (ЛПДС) и БПО (ЦБПО) вывести данное оборудование из работы и передать его для проведения диагностического контроля и регламентных работ исполнителям.

Срок регламентной остановки разрешается переносить в пределах месяца по заключению службы ТОР БПО (ЦБПО) лишь с письменного разрешения главного инженера НУ (ЛПДС) и в случае, если продолжение работы данного обору-50 дования не представляет опасности возникновения аварийной ситуации.

Ответственность за выполнение оперативного контроля работоспособного состояния оборудования НПС, измерение диагностируемых параметров, предварительную обработку диагностической информации, решение задач прогнозирования, сбора данных по отказам и наработкам оборудования НПС, учет издержек на восстановление работоспособности, регламентные остановки и диагностирование, взаимодействие со службами НУ (ЛПДС) и БПО (ЦБПО), реализацию технических решений несет старший инженер НПС или по его указанию руководители соответствующих служб НПС.

Основным документом в организации технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию является годовой (с разбивкой по кварталам и месяцам) график периодичности ТО, плановых диагностических контро-лей и регламентных остановок (или плановых ремонтов в случае обслуживания оборудования по системе ППР).

Ответственность за организацию, своевременность проведения, качество технического обслуживания, диагностических кон-тролей и ремонта оборудования несут начальники соответствующих служб НПС, БПО и главные специалисты НУ (ЛПДС).

Общий контроль за выполнением ТОР оборудования объектов МН осуществляют главные специалисты предприятий.

Годовой график составляется на каждый вид оборудования за 2 месяца до окончания текущего календарного года инженерами соответствующих служб НПС совместно с начальниками соответствующих участков БПО (ЦБПО), визируется главными специалистами БПО (ЦБПО), и утверждается главным инженером НУ (ЛПДС).

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

При реализации системы ТОР по фактическому техническому состоянию для оборудования, оставляемого на обслуживании по планово-предупредительной системе, устанавливают периодичность оценки (проверки) технического состояния равную межремонтной наработке, а для оборудования, обслуживаемого по фактическому техническому состоянию, - допускаемое значение контролируемого параметра и межконтроль-ную наработку.

Межконтрольную наработку, а следовательно, и периодичность диагностического контроля можно устанавливать различными способами. Периодичность контролей может быть жесткой и гибкой.

При жесткой системе последовательность проверок определена заранее и в процессе эксплуатации не изменяется. При гибкой системе срок очередного контроля устанавливается в ходе диагностического процесса, т.е. решение о проведении следующего контроля принимается после анализа результатов предыдущего контроля, на основании прогнозных оценок надежностных параметров с учетом наработки и фактических эксплуатационных показателей.

Так как на первоначальном этапе перевода системы на обслуживание и ремонт по фактическому техническому состоянию опыт прогнозных оценок не накоплен, то следует говорить о жесткой системе проверок. В этом случае межконт-рольная наработка регламентируется и остается неизменной в процессе всего времени эксплуатации.

Для обеспечения достаточной надежности работы оборудования, обслуживаемого по фактическому техническому состоянию, значение межконтрольной наработки должно быть не больше чем значение наработки на отказ узла с самым большим значением параметра потока отказов, т. е. определение объема и сроков выполнения ТОР базируется на методе "слабейшего звена".

Для выбора "слабейшего звена" диагностируемого оборудования следует воспользоваться данными по отказам, провести определение элементов оборудования и систем, лимитирующих надежность НПС. Например, обобщенные причины отказов насоса по данным различных предприятий приведены в табл. 3.3.

Из анализа приведенных данных ясно, что "слабейшим звеном" насоса следует считать торцовое уплотнение.

Так как межконтрольный период должен быть не больше наработки на отказ "слабейшего звена", то следующим этапом

Т а б л и ц а 3.3

Усредненные значения отказов (в %) основных элементов насосных агрегатов

Причины отказов

НМ 10000-210

НМ 7000-210

НМ 3600-210

Отказы торцовых уплотнений

31

36

38

насоса

Отказы подшипниковых узлов

26

13

19

Отказы вспомогательных систем

19

14

18

Прочие причины

24

37

25

определения периодов между контролями является рассмотрение средних наработок между отказами оборудования из-за отказов отдельных его узлов (в том числе и "слабейшего звена") (табл. 3.4).

Следовательно интервалы между контролями tм должны быть для насоса не больше чем наработка на отказ торцевых уплотнений (4200).

По соображениям ремонтопригодности

ty < 0,9Тсслр3,    (3.1)

где tyL - межконтрольный период; Т^3- средняя наработка на отказ "слабейшего звена".

С другой стороны, оптимальная периодичность проверок технического состояния должна рассматриваться и с точки зрения минимума затрачиваемых на ТОР средств:

p(t опт) _    min [1+Ювм)(А„-1) + ВА    (    )

СР(м )    0^м <0,9^L {    tфtм    tм {    (.)

где Q(tK) - вероятность отказа в зависимости от периодичности проверок t^ t^ (tм) - межремонтный ресурс в зависимости от периодичности проверок t^ Ао = A/C; Bo = B/C; А -средние затраты на послеотказовый ремонт; В - средние затраты на проверку технического состояния; С - средние затраты на предупредительный ремонт, выполняемый для доведения значения параметра состояния до номинальной величины.

Q(0 и tф (tK) определяются в зависимости от наработки между отказами.

Методом минимизации функции первого порядка на отрез-

Т а б л и ц а 3.4

Обобщенные показатели наработки деталей насосных агрегатов

Детали и узлы

Наработка, ч

Торцовое уплотнение: резиновое уплотнение нажимные пружины

трущиеся пары (подвижные и неподвижные втулки)

Узлы смазки и охлаждения агрегата Подшипник радиально-упорный Подшипники скольжения Ротор насоса (в сборе)

Зубчатые муфты

Вал насоса и промежуточный вал

4200-6000 4200-6000 8400-12 000

4200-10 000 8400-11000 10 000-12 000 8400-12 000 28 000-36 000 50 000-80 000

ке 0; 0,9 Т^3 находится значение ф (tK) и соответствующее значение периодичности проверок технического состояния.

При определении оптимальной периодичности контроля (выражение 3.2) необходимы дополнительные данные (о процессе изменения диагностических параметров, о соответствующем ему ряде наработок в момент измерения параметра технического состояния, экономические показатели), которые появятся лишь после перехода на ТОР по фактическому техническому состоянию.

Необходимо отметить также и тот факт, что виды оборудования на НПС имеют различные сроки службы и установленные ресурсы до ремонта, а следовательно, и различные остаточные ресурсы.

Очевидно, что чем меньше остаточный ресурс, тем более тщательного и частого контроля требует оборудование. Можно условно принять, что выработанный ресурс tB пропорционален межконтрольной наработке.

Расчет периодичности диагностических контролей, так же как и межконтрольной наработки, производится с учетом фактически полученных показателей надежности и основывается на методе слабого звена (значение наработки между двумя плановыми диагностическими контролями tk должно быть не больше значения наработки на отказ слабого звена - Тслз, т.е. того звена, которое наиболее часто отказывает в данном виде оборудования). Дополнительно учитывается срок службы или ресурс оборудования.

Если отработанный ресурс оборудования tOT меньше паспортного ресурса tu:

Если отработанный ресурс оборудования tOT больше или равен паспортному ресурсу tD:

а tH 54

или а < 1, то

На переходном этапе (до получения достоверной информации о Тслз) периодичность диагностических контролей определяется на основании показателей надежности прошлых лет.

Рекомендованная периодичность диагностических контролей уточняется в зависимости от наработки с начала эксплуатации оборудования по формулам (3.3)-(3.7). При этом на переходном этапе вместо Тслз используется значение периодичности, указанной в таблицах последующих разделов.

Объем работ при проведении плановых диагностических контролей равен сумме объемов работ по определению каждого диагностируемого параметра с учетом вида применяемого диагностического оборудования и объема работ при проведении текущего ремонта.

Объем работ, проводимых во время регламентных остановок, равен сумме объемов работ по определению каждого диагностируемого параметра (до разборки и после нее), работ при проведении ТО, разборки и сборки оборудования и работ, регламентированных другими действующими документами.

Если для оценки технического состояния оборудования недостаточно существующих контролируемых параметров, то должны быть приняты меры по разработке дополнительных методик и инструкций оценки технического состояния оборудования.

С внедрением новых методов диагностирования объем контролируемых параметров должен пересматриваться. С пересмотром объема контролируемых параметров должны быть внесены коррективы в существующие нормы трудоемкости плановых диагностических контролей.

Диагностирование технического состояния основывается на сравнении базовых и фактических характеристик оборудования, полученных за определенный период времени.

Базовыми характеристиками являются характеристики, полученные после монтажа нового (или после капитального ремонта) и доводки эксплуатируемого оборудования. Эти характеристики могут отличаться от паспортных из-за несоответствия производственных размеров деталей конструктивным, износа элементов проточной части и рабочих органов насоса, погрешности пересчета характеристик насоса с воды на перекачиваемую жидкость (нефть) и др.

Фактическими (текущими) характеристиками являются характеристики, получаемые в данный период времени (в процессе эксплуатации).

При переходе к техническому обслуживанию и ремонту по фактическому техническому состоянию оборудования прежде всего уточняются (а в отдельных случаях снимаются новые) базовые характеристики оборудования на головных и промежуточных НПС.

При применении стратегии обслуживания и ремонта систем и оборудования НПС по техническому состоянию должно вводиться ограничение эксплуатации насосных агрегатов с пониженным КПД.

Износ деталей щелевого уплотнения рабочего колеса в процессе эксплуатации насоса, приводит к увеличению радиального зазора в щелевом уплотнении и, вследствие этого, снижению объемного КПД насоса, ухудшению характеристик насоса (напорной и энергетической), а следовательно, к увеличению расхода потребляемой электроэнергии.

При контроле КПД насоса и проведении своевременных мероприятий по его восстановлению до начального базового, сокращается расход потребляемой электроэнергии от 2,5 до 13 % в зависимости от типоразмера насоса.

Для насоса типа НМ 10000-210, ТОР которого осуществляется по техническому состоянию, при снижении КПД на 2 %, необходимо проведение своевременных ремонтных мероприятий с целью предотвращения дальнейшего его падения.

В случае проведения ремонтных мероприятий, связанных с восстановлением деталей щелевого уплотнения, снижение расхода потребляемой электроэнергии для одного насоса НМ 10 000-210 может составлять 700 тыс. кВт-ч в год.

3.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРОКОВ ЗАМЕНЫ ОБОРУДОВАНИЯ

Решение о целесообразности проведения ТОР (дальнейшее поддержание работоспособности) действующего оборудования или приобретении нового выносят на основе результатов технико-экономического расчета.

Технико-экономический расчет должен быть основан на сравнении и анализе суммы затрат на приобретение нового оборудования и суммы затрат на дальнейшее поддержание работоспособности (проведение диагностирования и ремонта) действующего оборудования.

Исходными данными для технико-экономического расчета о целесообразности проведения ремонта являются: для действующего оборудования:

затраты, связанные с заменой и восстановлением элементов и деталей при проведении ТОР, в том числе затраты на диагностирование;

величина отношения общей стоимости ремонтных работ за весь срок службы и скорректированной первоначальной стоимости;

величина повышения эксплуатационных затрат, связанная с применением экономически невыгодного оборудования (эксплуатация насосов с пониженным КПД); для нового оборудования:

сумма затрат на приобретение и транспортировку; затраты по демонтажу "старого", монтажу и выведение на рабочий режим нового оборудования.

B технико-экономическом расчете требуется определить: общую сумму затрат на поддержание работоспособности (проведение ТОР и диагностирования) действующего оборудования, сумму затрат на приобретение и установку нового оборудования, срок окупаемости дополнительных капитальных вложений.

С учетом указанных исходных данных экономическую эффективность замены действующего оборудования новым определяют из условия

Т3 < ТсТн    (3.8)

или

(P + Л )

-<тся,    (3.9)

с - СНН - (Фн - ФсЖоф

где Тз - срок окупаемости дополнительных капитальных вложений на замену действующего оборудования новым за счет годовой экономии эксплуатационных затрат с учетом стоимости основных производственных фондов, лет; Тс - продолжительность межремонтного цикла действующего оборудования после проведения очередного капитального ремонта, лет; Тн - установленный для данного вида оборудования нормативный срок окупаемости капитальных вложений, лет; Фн и Фс - соответственно балансовая (первоначальная) стоимость нового и действующего оборудования, руб.; F - амортизационный срок службы действующего оборудования, лет; Fн - число лет, прошедших с начала эксплуатации оборудования до очередного капитального ремонта; Ар и Ак - нормы амортизационных отчислений соответственно на реновацию и капитальный ремонт в долях единицы; Рк - допустимые предельные затраты на проведение очередного капитального ремонта, руб; Л - ликвидационные стоимости действующего оборудования, руб; Сс и Сн - себестоимости единицы продукции, производимой соответственно с помощью действующего и нового оборудования, руб; Пн - производительность нового оборудования в соответствующих единицах измерения; Коф - коэффициент, учитывающий размер платы за основные производственные фонды в долях от их балансовой стоимости.

Замена действующего оборудования новым будет эффективна, если дополнительные капитальные вложения на приобретение и установку нового оборудования окупаются в течение межремонтного цикла эксплуатации действующего оборудования после проведения очередного капитального ремонта за счет снижения трудоемкости и затрат на проведение ремонтов, но при условии, что длительность этого цикла не превышает нормативного срока окупаемости для данного вида оборудования. В то же время замена действующего НА новым эффективна в том случае, если эксплуатация действующего НА с пониженным КПД экономически не выгодна, а проводимые ремонтные мероприятия по повышению КПД до допустимого значения на действующем НА не дают желаемых результатов.

Известно, что в процессе эксплуатации любого оборудования очень важным является определение рационального (в некотором смысле и оптимального) момента снятия его с эксплуатации.

Согласно принятой терминологии под сроком службы оборудования понимается календарная продолжительность его эксплуатации до разрушения или другого предельного состояния. Для подавляющего большинства машин и оборудования, используемых в народном хозяйстве, предельное состояние практически устанавливается, исходя из экономических соображений, поскольку при современном уровне ремонтной техники, длительность эксплуатации оборудования может быть практически величиной неограниченной, если не считаться с экономическим соображениями.

Сроки замены узлов и элементов оборудования магистральных нефтепроводов (МН) достаточно изучены. Однако оборудование МН, как правило, имеют элементы и узлы значительно отличающиеся друг от друга периодами безотказной работы. Очевидно, срок службы оборудования МН зависит от срока 58 службы узлов и элементов, организации работ по диагностике, техническому обслуживанию и ремонту, от совершенства оборудования и квалификации технического персонала.

Досрочное снятие оборудования с эксплуатации приводит к нерациональным потерям от недоиспользования срока службы оборудования, а чрезмерная продолжительность срока службы оборудования приводит к тому, что эксплуатационные расходы увеличиваются; происходит это в связи с увеличением трудоемкости ремонтных работ, что приводит к росту численности ремонтного персонала, расходов на запасные части, оснащением эксплуатирующих организаций дополнительным количеством технических средств обслуживания и ростом издержек на устранение отказов оборудования. Таким образом, в процессе длительной эксплуатации оборудования наступает момент, когда на поддержание надежности требуются чрезмерные затраты, связанные с заменой и восстановлением элементов, отслуживших свой срок службы. Эти затраты могут быть столь высоки, что эффект от повышения надежности оборудования не возместит их, а суммарный результат от проведенных мероприятий будет отрицательным.

Исходя из изложенного следует, что затраты, отвечающие стратегии замены оборудования, должны учитывать два фактора:

RiK - стоимость замены оборудования возраста i на отрезке K новым оборудованием при условии реализации на этом отрезке старого оборудования по его остаточной стоимости;

9Kt - стоимость эксплуатации оборудования на отрезке K, возраст которого в конце этого отрезка равен t.

Статистические данные показывают, что стоимость замены оборудования НПС возраста i с достаточной точностью может быть аппроксимирована выражением:

Rk = R(1 - ^di),    (3.10)

где R - стоимость устаревшего оборудования; ф - доля R, остающаяся в качестве продажной цены оборудования сразу после приобретения; d - показатель, зависящий от типа оборудования.

Затраты на эксплуатацию оборудования 3Kt зависят от длительности интервала между ремонтами и обслуживаниями Т„ на котором происходит замена деталей или узлов, величины затрат на приобретение и хранение запасных частей, трудозатрат на восстановление узлов и деталей оборудования. Очевидно, что длительность интервалов Т, определяет объем запасных частей, их стоимость и время восстановления.

В общем виде значение ЭК1 можно записать в виде функционала:

Эк< = ЭКн + Эж (T)+Экв),    (3.11)

где ЭКн - эксплуатационные затраты, не зависящие от надежности оборудования; Э1К<В); ЭЖВ) - соответственно затраты на приобретение и хранение запасных частей и обслуживание оборудования в зависимости от T,.

Значения ЭКВ) и Э2К<В) также зависят от числа запасных частей, необходимого для обеспечения заданного уровня надежности оборудования в процессе эксплуатации.

Зная объемы запасных частей, можно определить и соответствующие им затраты по формулам

N

э^ = 2 С п/ТвЬ,    (3.12)

j=1

где Су - стоимость j-й запасной части; п3]- - число j-x запасных частей; е - коэффициент нормативной эффективности;

D N

Эк = Срп • Яр •D 2 n j(TB) Bj    (3.13)

в j=1

где Срп - стоимость 1 ч работы ремонтного персонала; D -продолжительность эксплуатации; Нр - накладные расходы; B3j- - трудозатраты на восстановление j-го элемента оборудования (чел-ч).

Таким образом, функционал (3.11) может быть записан с учетом (3.12) и (3.13) в следующем виде:

N    d N

Эк = ЭКн+2 сЛ.(гвь + СрН • Яр •D 2 п/Т) Bj    (3.14)

j=1    j=1

С учетом (3.10) и (3.14) можно определить оптимальную политику замены оборудования при различных предположениях относительно текущих затрат. Так как решения должны приниматься почти ежегодно в зависимости от характерного для данного процесса периода времени, имеем многошаговый процесс решения.

Если оптимальное решение сводится к сохранению оборудования и попадает на отрезок Кп, то

fn(i) = ЭК + 1 + +1(i+1),    (3.15)

но если оптимальное решение сводится к его замене, то

n = 1, 2, 3..., N - 1, где fn(i) = 0.

Из (3.17) видно, что если на начало планового периода рассматриваемая единица оборудования отсутствует, то величина Ri01 - покупная цена нового оборудования и решение сохранить оборудование при n = 1 не имеет смысла.

Определение оптимального срока службы до списания оборудования и своевременная ее замена являются важным средством повышения технического уровня и снижения трудоемкости обслуживания магистральных нефтепроводов.

3.4. НОРМЫ РЕЗЕРВА ЗАПАСНЫХ ЧАСТЕЙ ДЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ

Разработка и организация обеспечения оборудования НПС запасными частями, инструментами и принадлежностями (ЗИП) являются одним из необходимых условий эффективности системы технического обслуживания и ремонта, а следовательно, бесперебойной работы магистральных нефтепроводов.

Действующая в настоящее время на предприятиях нефтепроводного транспорта система ТОР предусматривает централизованное ремонтное обслуживание объектов нефтепроводов базами производственного обслуживания (БПО, ЦБПО) с использованием агрегатных методов ремонта. Такая форма организации обслуживания требует создания обменного фонда с определенным резервом запасных частей (ЗПЧ) и периодического их выполнения.

B качестве запасных частей выступают как крупные оборотные единицы (узлы), восстанавливаемые и используемые многократно, так и отдельные детали, работоспособность которых в случае возникновения отказа не подлежит восстановлению. Поэтому при планировании резерва запасных частей в обменных фондах БПО, ЦБПО в целях более точного прогнозирования ожидаемой потребности необходимо учесть указанные выше особенности и соответственно использовать дифференцированный подход к выбору критериев оценки величины обменного фонда.

B любом случае расход запасных частей при организации ремонта оборудования НПС по техническому состоянию явля-

ется величиной случайной, т.к. потребность в них появляется в случайные моменты времени, определяемые его предельнодопустимым состоянием (значением контролируемого параметра). Поэтому оценка необходимого количества запасных частей производится по критериям, характеризующим возможность бесперебойной работы оборудования в течение определенного периода времени, т.е. в течение этого периода не будет вынужденных простоев из-за отсутствия необходимой запасной части.

Для расчета запасных частей к восстанавливаемым и используемым многократно составным частям насосного агрегата и другого оборудования НПС в качестве такого критерия рекомендуется использовать вероятность бесперебойной работы его в течение требуемого интервала времени, т.е. вероятность того, что число потребных для замены запчастей будет не более имеющихся в запасе, а следовательно, не будет в рассматриваемом интервале времени вынужденных простоев из-за их недостатка.

Для расчета потребного для ТОР насосных агрегатов по техническому состоянию количества запчастей к невосстанав-ливаемым элементам (вкладыши подшипников скольжения, уплотнительные кольца, валы, подшипники качения) за математическую модель, адекватно описывающую процесс возникновения спроса на невосстанавливаемые запасные части и их расход, принят процесс восстановления с мгновенным временем восстановления (восстановление элемента здесь условное, состоящее в замене отказавшего на новый из состава ЗИП):

0

(3.18)

где H(t) - функция восстановления рассматриваемого элемента, характеризующая среднее число его замен за период времени t, обусловливаемых достижением предельного состояния (отказа); R(t) - функция плотности (интенсивности) восстановления, равная среднему числу отказов, происшедших к моменту за единицу времени.

Уравнение (3.18) позволяет оценить среднее число замен элемента, обусловленных достижением им предельного состояния (отказа) без учета времени восстановления, нехарактерного для рассматриваемой группы элементов насосного агрегата (невосстанавливаемых деталей). При этом в зависимости от числа охватываемых слагаемых может быть достигнута любая наперед заданная точность.

Узел детали

Вид закона распределения

Математическое ожидание наработки между отказами (или до отказа)

Коэффициент вариации

Вал насоса

Экспоненциаль

78 000

1,0

ный

Рабочее колесо

Нормальный

70 500

0,35

Торцовое уплот

Вейбулла-Гнеден-

7420

0,87

нение

ко

Подшипник ка

Вейбулла-Гнеден-

12 000

0,72

чения

ко

Вкладыши под

Логарифмически-

28 000

0,80

шипников сколь

нормальный

жения

Ротор насоса в

Вейбулла-Гнеден-

9132

0,68

сборе

ко

Уплотнительная

Но!мальный

10 000

0,30

втулка

Значение функции восстановления H(t), вычисленное по характеристикам надежности рассматриваемого элемента для периода времени t, равного одному году, может быть принято за среднегодовой норматив расхода запчастей при организации ТОР насосных агрегатов НПС по их техническому состоянию.

Конкретный вид функций зависит от вида закона распределения ресурса элементов оборудования НПС, для которых рассчитываются нормы запасных частей.

Вид закона распределения наработки деталей магистральных насосов типа НМ до отказа и значения параметров распределения приведены в табл. 3.5.

С учетом изложенного в табл. 3.6 в качестве примера приведены вычисленные усредненные значения среднегодового расхода невосстанавливаемых элементов магистральных насосов НПС при ТОР по техническому состоянию.

Т а б л и ц а 3.6

Усредненные значения среднегодового расхода невосстанавливаемых элементов магистральных насосов НПС при ТОР по техническому состоянию, шт. в год на 1 насос

Показатель

Подшип

ники

качения

Вкладыши подшипников скольжения

Рабочее

колесо

Вал

насоса

Уплотни

тельная

втулка

Защитная

втулка

Среднегодовой норматив расхода запасных частей к одному насосу типа НМ

0,30

0,15

0,021

0,09

0,03

0,69

3.5. ПОРЯДОК ПЕРЕДАЧИ В РЕМОНТ И ПРИЕМКИ ИЗ РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ

Передача оборудования в ремонт осуществляется старшим инженером НПС.

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.

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

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 (БПО).

Старший инженер и ИТР НПС осуществляют контроль качества ремонта с применением методов и средств технической диагностики, а также контроль своевременного и правильного заполнения соответствующих журналов и формуляров сведениями о выполненных ремонтных операциях.

Приемка оборудования из ремонта осуществляется старшим инженером НПС у начальника участка или мастера участка БПО.

Вышедшее из ремонта оборудование НПС считается принятым в эксплуатацию после проверки его технического состояния, проведения испытаний в рабочем режиме (обкатки): после текущего ремонта - в течение 8 ч; после среднего и капитального ремонта - 72 ч.

3.6. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

Каждая НПС должна иметь техническую документацию, в соответствии с которой оборудование НПС допускается к эксплуатации:

утвержденную проектную и исполнительную документацию (чертежи, схемы, перечень оборудования, пояснительные записки и др.) со всеми последующими изменениями;

технические паспорта всего установленного оборудования; инструкции по обслуживанию каждого вида оборудования; должностные инструкции по каждому рабочему месту;

оперативную (эксплуатационную) документацию с указанием предельных величин контролируемых рабочих параметров оборудования и величины срабатывания предупредительной сигнализации и аварийных защит;

документацию по сбору данных о надежности оборудования; документацию технического обслуживания и ремонта объектов НПС.

Все конструктивные изменения, вносимые в процессе эксплуатации и во время ремонтов оборудования, должны быть согласованы с заводом-изготовителем или организацией, имеющей право на проведение экспертизы безопасности, утверждены главным инженером филиала предприятия и отражены в схемах, чертежах, паспортах оборудования старшим инженером НПС с указанием даты внесения изменения.

В должностных инструкциях должны быть указаны: перечень инструкций по эксплуатации и техническому обслуживанию оборудования и директивные материалы, схемы систем и устройства оборудования, знание которых обязательно для лица, занимающего данную должность;

права, обязанности и ответственность персонала; взаимоотношения с руководством, подчиненными и другим персоналом, связанным по работе.

В случае изменения условий эксплуатации оборудования в инструкции вносятся соответствующие дополнения, о чем сообщается работникам, с записью в журнале инструктажа.

Инструкции пересматриваются через 5 лет (или по мере поступления нового оборудования, внесения изменений в технологические схемы перекачки и т.д.).

Оперативная документация по эксплуатации оборудования НПС должна включать: оперативный журнал;

формы учета работы объектов НПС, в которых должны отражаться дата, время, причина пуска и остановок объектов НПС, а также время простоя; сведения о режиме перекачки (формы должны позволять определять наработку и число пусков оборудования);

ведомости результатов оперативных диагностических кон-тролей, проводимых ежесменно;

журналы результатов обхода объектов начальником НПС, старшим инженером, инженерами соответствующих служб и дежурным персоналом.

Оперативная документация заполняется дежурным персоналом станции.

Документация по сбору данных о надежности оборудования

включает в себя журналы учета отказов и неисправностей НПС, в которых регистрируются следующие данные: дата и время возникновения отказа; наименование (код) отказавшего узла; причина отказа;

наработка с начала эксплуатации и после предыдущего ремонта;

число пусков (включений) насосных агрегатов и арматуры; время и трудозатраты на проведение ремонтных работ; должность и фамилия лица, ответственного за выполнение !емонта.

Расследование причин отказов осуществляется инженерами соответствующих служб. Сведения хранятся у старшего инженера НПС.

До обслуживающего персонала доводятся причины возникновения отказов и принятые меры по предотвращению их повторения.

Документация технического обслуживания и ремонта объектов НПС содержит:

графики плановых ремонтов, технических обслуживаний, плановых диагностических контролей и регламентных остановок для каждого вида оборудования;

журнал учета ремонтов и ТО, в котором указываются дата проведения ТО или ремонта, вид ремонта или ТО, трудоемкость, наработка между ремонтами или ТО, расход и стоимость материалов или деталей, время простоя оборудования, ответственный исполнитель;

журнал учета диагностических контролей и регламентных остановок для системы ТОР по фактическому техническому состоянию, который содержит дату диагностического контроля и регламентной остановки, диагностируемые параметры, их значения (допустимые и реальные), решение о работоспособности, предполагаемый и выполненный объем ремонта;

бланки нарядов-допусков на производство ремонтных и диагностических работ;

акты сдачи и приемки из ремонта оборудования; акты проведения плановых диагностических контролей и регламентных остановок.

Журналы ТО, ремонтов и диагностических контролей можно совместить.

Форма журналов учета ТО, ремонтов, диагностических контролей должна иметь возможность ведения их в электронном виде.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ, ПОДПОРНЫХ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ

4.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Система технического обслуживания и ремонта магистральных, подпорных и вспомогательных насосов предусматривает выполнение диагностических контролей, всех видов ремонтов выездными ремонтными и диагностическими бригадами БПО (ЦБПО) 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 (ЦБПО) 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 (ЦБПО). Ремонт фундамента, стакана вертикального насоса, демонтаж и монтаж насоса производятся выездной ремонтной бригадой БПО (ЦБПО).

В случае прекращения производства ремонтных работ, связанных с разборкой насоса, на восемь 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 насос-

ном агрегате необходимо замерить вибрационные параметры, 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 и подпорные насосные агрегаты, вводимые в эксплуатацию, подлежат обкатке в течение 8 ч после текущего ремонта и 72 ч 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), КПД, температура подшипников с указанием режима работы (подачи, напора и давления на входе) и сравниваются со значениями, при которых допускается ввод НА в эксплуатацию.

Полученные характеристики и параметры вводятся в базу данных АСУ (АРМ, системы СКУТОР).

Базовые характеристики определяются на установившихся рабочих режимах нефтепровода или (по возможности) на режимах, близких к номинальной подаче насоса. Вспомогательные насосы после ремонта подлежат обкатке в течение 1 ч. По параметрам работы вспомогательных насосов во время обкатки выносится заключение о допуске их к эксплуатации. Базовые характеристики работы вспомогательных насосов определяются после обкатки. Монтаж, обслуживание и ремонт виброизолирующей компенсирующей системы (ВКС) магистральных агрегатов должны выполняться в соответствии с техническими условиями, инструкциями по монтажу и эксплуатации соответствующих комплектующих изделий ВКС. Все основные составные элементы ВКС - упрочненная вибродемпфирующая рама, виброизолирующие опоры типа А, АГП, АПМ, упругая компенсирующая муфта У КМ, компенсирующие патрубки ПРКУ, КР или компенсаторы типа СК - не требуют специального обслуживания и проведения каких-либо регулировочных работ в течение всего срока службы. Необходимо лишь периодически (не реже одного раза в год) проверять плотность затяжки крепежных болтов и протирать поверхность изделий ветошью в случае попадания на них нефти или минеральных масел.

4.2. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

Контроль работоспособности насосных агрегатов осуществляется при проведении диагностических контролей (оперативного, планового, непланового) по параметрическим и вибро-акустическим критериям, а также по техническому состоянию отдельных узлов и деталей, оцениваемому при выводе насосов из эксплуатации.

Для проведения диагностических контролей используется виброаппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации, шумомеры с возможностью измерения октавных составляющих, приборы, позволяющие определять техническое состояние подшипников качения или аналогичные им, но с большими функциональными возможностями отечественного или зарубежного производства.

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

своевременного обнаружения возникающих дефектов составных частей оборудования и предотвращения его аварийных отказов;

определения объема ремонтных работ и рационального их планирования;

корректировки значений межремонтных интервалов и прогнозирования остаточного ресурса составных частей оборудования по его фактическому техническому состоянию;

проверки работоспособности оборудования после монтажа, модернизации и ремонта, определения оптимальных режимов работы оборудования.

Все магистральные и подпорные 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. Контроль уровня вибрации вспомогательных насосов - насосов откачки утечек, маслонасосов, насосов систем водоснабжения и отопления и пр. должен осуществляться с помощью переносной аппаратуры.

Датчики контрольно-сигнальной виброаппаратуры устанавливаются обязательно на каждой подшипниковой опоре магистрального и горизонтального подпорного насосов для контроля вибрации в вертикальном направлении. Для вертикальных подпорных насосов датчики устанавливаются на корпусе опорно-упорного подшипникового узла насоса для контроля вибрации в вертикальном (осевом) и горизонтально-поперечном направлениях.

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 середины длины опорного вкладыша.

Т а б л и ц а 4.1

Нормы вибрации магистральных и подпорных насосов

Среднее квадратическое значение виброскорости, мм/с

Оценка

вибросостояния

насоса

Оценка

длительности

эксплуатации

До 2,8

Свыше 2,8 до 4,5

Свыше 4,5 до 7,1 (для номинальных режимов)

Свыше 4,5 до 7,1 (для режимов, отличных от номинального) Свыше 7,1 до 11,2 (для режимов, отличных от номинального)

Свыше 11,2

П р и м е ч а н и е. При режим, и интенсивности вибрации насос тельность эксплуатации магистра; ся до замены рабочих колес насос

Отлично

Хорошо

Удовлетворительно, необходимо улучшение

Удовлетворительно

Удовлетворительно, необходимо улучшение

Недопустимо

IX перекачки, отличн а при этом свыше 7, гьных и подпорных н ов на колеса соответст

Длительная

Длительная

Ограниченная

Длительная

Ограниченная

Недопустимо

ых от номинального, 1 до 11,2 мм/с дли-асосов ограничивает-вующей подачи.

Т а б л и ц а 4.2

Предельно допустимые нормы вибрации при эксплуатации насосов вспомогательного оборудования

Высота оси вращения ротора, мм

Среднее квадратическое значение виброскорости, мм/с

До 80

1,8

От 80 до 132

2,8

От 132 до 225

4,5

Свыше 225

7,1

Вибрация всех элементов крепления насоса к фундаменту измеряется и контролируется в вертикальном направлении.

У насосов, не имеющих выносных подшипниковых узлов (насосы со встроенными подшипниками), вибрация измеряется как можно ближе к оси вращения ротора.

При определении шумовых характеристик измеряются в соответствии с ГОСТ 23941 уровень звука Ьд (дБА) в контрольных точках; уровень звукового давления (L,, дБ) в октавных полосах частот (от 31,5 до 8000 Гц) в контрольных точках.

Приборы, применяемые для измерения шумовых характеристик, число точек измерения и измерительные расстояния определяются ГОСТ 12.1.028, технической документацией на конкретный шумомер и условиями эксплуатации диагностируемого оборудования.

При определении шумовых характеристик (базовых и текущих) должны соблюдаться одинаковые условия измерений (режим работы и количество одновременно работающего оборудования, режим работы вентиляционного оборудования и т.д.).

При измерении шумовых характеристик во взрывоопасных зонах следует применять приборы соответствующего исполнения, либо соблюдать условия безопасного проведения работ, допускающие применение приборов в обычном исполнении.

Допустимые уровни вибрации (нормы) приведены в табл. 4.1 и 4.2.

По результатам диагностических контролей принимается решение о выводе насосов в ремонт (текущий, средний или капитальный) или их дальнейшей эксплуатации.

4.2.1. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ОПЕРАТИВНОМ ДИАГНОСТИЧЕСКОМ КОНТРОЛЕ

Оперативный диагностический контроль основных, подпорных и вспомогательных насосных агрегатов осуществляется оператором каждые 2 ч визуально по показаниям контрольноизмерительной 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 и подпорных насосов осуществляется по контрольно-сигнальной виброаппаратуре (КСА). Регистрация величины вибрации осуществляется не менее одного раза в смену по каждой контролируемой точке при установившемся режиме. При отсутствии КСА дежурный персонал проводит 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.

Необходимость проведения каких-либо дополнительных диагностических или проверочных работ по результатам оперативного диагностического контроля определяет старший инженер НПС.

4.2.2. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ПЛАНОВОМ ДИАГНОСТИЧЕСКОМ КОНТРОЛЕ

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

В объем работ планового диагностического контроля магистральных и подпорных насосов входит контроль параметров, предусмотренный табл. 4.3 с учетом требований разделов 4.2.4 и 4.2.5.    _

Для магистральных и подпорных насосов, если \ ЙТА превышает 2000 ч, кроме планового контроля через каждые 2000 ч наработки, осуществляется оценка КПД и напора без остановки насоса. При величинах КПД и напора, соответствующих допустимым значениям согласно разделу 4.2.5, насосный агрегат эксплуатируют до наработки, равной наработке на отказ слабого звена.

Периодичность оценки КПД и напора для магистральных и подпорных насосов определена в 2000 ч из-за необходимости контроля снижения КПД по мере износа элементов щелевого уплотнения рабочего колеса и других факторов.

При наработке, соответствующей \ отд, насосный 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

Виды диагностических работ и допустимые значения контролируемых виброакустических параметров и значений температур для магистральных и подпорных насосов

Вид диагностических работ

Контролируемый параметр и место измерения

Допустимое значение параметра

Оперативный

диагностический

контроль

СКЗ виброскорости на подшипниковых опорах в вертикальном направлении

6,0 мм/с

СКЗ виброскорости на лапах корпуса насоса в вертикальном направлении

1,8 мм/с

Температура подшипников

Увеличение температуры относительно базового значения на 10 °С

Плановый диагностический контроль

СКЗ и спектральные составляющие виброскорости на всех подшипниковых опорах в трех взаимно перпендикулярных направлениях

6,0 мм/с

СКЗ виброскорости на лапах корпуса насоса, головках анкерных болтов в вертикальном направлении

1 ,8 мм/с

Уровень шума

Увеличение относительно базового значения на 6 дБА

Температура подшипников

Увеличение температуры относительно базового значения на 10°С

Вибрация опорно-упорного подшипника или подшипников качения

Не более 45 дБ

Неплановый диагностический контроль

Контролируемые параметры, их допустимые значения и место измерения соответствуют плановому диагностическому контролю

Послеремонт-ный диагностический контроль

СКЗ виброскорости на подшипниковых опорах в трех взаимно перпендикулярных направлениях

Не более 4,5 мм/с

СКЗ виброскорости на лапах корпуса насоса и головках анкерных болтов в вертикальном направлении

Не более 1 мм/с

Вибрация опорно-упорного подшипника или подшипников качения Температура подшипников

Не более 35 дБ Не выше 70 °С

работоспособности и определения необходимости какого-либо ремонта.

Во время планового диагностического контроля с выводом из эксплуатации насоса осуществляются все операции, выполняемые при техническом обслуживании согласно разделу 4.4.

Для вспомогательных насосных агрегатов определяется интенсивность вибрации по величине среднеквадратического значения виброскорости на корпусах подшипниковых узлов и на лапах крепления насосов к фундаментной плите или раме, измеряемого в вертикальном направлении.

4.2.3. НЕПЛАНОВЫЙ ДИАГНОСТИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ

Неплановый диагностический контроль проводится 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;

если интенсивность вибрации превысила базовое значение в 2 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 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 работы, определяемые 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 торцевых уплотнений; измерение и анализ спектральных составляющих виброско-

рости 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.

4.2.4. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ НАСОСОВ ПО ВИБРОАКУСТИЧЕСКИМ ПАРАМЕТРАМ И ТЕМПЕРАТУРЕ

Общая оценка технического состояния по вибрации проводится в соответствии с нормами вибрации насосов (табл. 4.1).

После монтажа нового или отремонтированного насоса, проведения ремонта, замены муфты, установки рабочего колеса другого типоразмера проводятся измерения и фиксируются базовые значения вибрации, температуры и шума. При этом, если режим работы насосного агрегата лежит в диапазоне подач от 0,8 Оном до 1,2 Оном, 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.

Основные причины вибрации насосных агрегатов и характер их проявления представлены в табл. 4.4, там же рекомендованы способы устранения дефектов.

Т а б л и ц а 4.4

Влияние неисправностей на виброакустический спектр насосного агрегата

Причина неисправностей

Частота преобладающей, составляющей вибрации,

с-1

Направле

ние

Примечание

Дисбаланс вращающихся элементов. Ослабление посадки деталей ротора

n

f = 1 X -

60

Радиальное

Частая причина высокой вибрации оборудования

Несоосность

n

f = 1 X -

60

n

f = 2 x

60

nn

f = 3 x — ; f = 4 x — 60 60

Радиальное и осевое

Частая причина вибрации. Осевая вибрация -главный показатель, часто она превышает радиальную

Причина неисправностей

Частота преобладающей, составляющей вибрации,

с-1

Направле

ние

Примечание

Нецилиндрич-ность шейки вала

n

f = 2 X —

60

Радиальное

Повреждение

подшипников

качения

Овальность

внутреннего

кольца

Радиальный

зазор

Неуравновешенность, раз-ностенность сепаратора

Волнистость, гранность шариков

Дефекты дорожки внутреннего кольца

Дефекты дорожки внешнего кольца

Частоты, вызываемые повреждением отдельных деталей, и высокие частоты (до 20-60 кГц) n

foB = 60

n " % fra =-1 1--C0SP 1

рз 120 # D0 '& m

n " dn %

fc =-j1- — cosRI

120 $ D0 'j

\ , ,2l n D0 1 dm %

f =--1-j-cosRI X

120 dm #D0

x Zm-K

n " dn %

fKB =-1 + j-cosRI x

KB 120 1 D0 1 I

XZ-m ¦ K

n " dn %

f =- 1+ j-cospj X

KB 120 # D0 1

XZm' K2

Радиальное и осевое, обычно с низкой амплитудой

Zm - число тел качения; dn - диаметр шарика;

D„ - средний диаметр подшипника

D + d

D0 =-,

0 2

D и d - наружный и внутренний диаметры подшипника; р - угол давления (соприкосновения)

K - число волн, граней) на шарике К1 и К2 - число дефектов внутреннего и наружного колец

Неравномерный зазор ротор - статор электродвигателя

n

f = 2 X — 60

Радиальное

Короткое замыкание обмотки возбуждения синхронного электродвигателя

n

f = 1x —

60

Радиальное

"Масляное биение" в подшипнике скольжения

f = (0,42 + 0,48) Xn 60

Радиальное

Причина неисправностей

Частота преобладающей, составляющей вибрации,

с-1

Направле

ние

Примечание

Неравномерность потока охлаждающего воздуха

n

f = N x —

n 60

Радиальное

Nn - число лопаток вентилятора

Гидравлический небаланс рабочего колеса

n

f = 1x —

60

Радиальное

Неравномерность поля скоростей и вихре-образование в насосе

n

f = NpK x —

pK 60

Радиальное,

осевое

Кавитационные явления в насосе

Частоты в начальной стадии кавитации до 3 кГц в начале срывной стадии на 1-2 кГц

Радиальное,

осевое

Неисправность зубчатой муфты

n

f = 1x— и высокочастот-60

ная

Для обоих смежных с муфтой подшипниковых опор

Ослабление жесткости подшипникового узла

n

f = 1 x —;

60

о n

2 x —

60

Радиальное,

горизонталь

ное

Приведенная диагностическая таблица может помочь при обнаружении источников и причин повышенной вибрации и шума, частоты которых можно определить методами частотного анализа.

Основные причины вибрации насосных агрегатов обусловливаются механическими, электромагнитными и гидродинамическими явлениями, а также жесткостью опорных систем.

Краткая характеристика причин вибрации, позволяющая принять меры по их устранению, следующая.

А. Неуравновешенность ротора (дисбаланс) - состояние ротора, характеризующееся таким распределением масс, которое во время вращения вызывает переменные нагрузки на опорах ротора и его изгиб. Это наиболее общая из частот встречающаяся причина вибрации. Максимальная амплитуда вибрации при дисбалансе имеет радиальное направление.

Частота вибрации (в Гц), характерная для дисбаланса, равна:

Б. Качество смазки подшипников скольжения.

Основными причинами повышенных уровней вибрации являются:

а) силы трения между поверхностями подшипника и шейки вала, возникающие в результате неравномерной и неправильной смазки подшипников; в неправильно смазанных подшипниках возникает контакт поверхностей вала и подшипника и появляется "скрип" в результате скачкообразного движения шейки вала и поверхности опоры, эти колебания происходят на субгармониках частоты вращения, т.е. 1/2 и 1/3 основной частоты вращения; максимальная амплитуда вибрации имеет радиальное направление;

б)    вихревая смазка, она определяется на частоте, близкой к половинной основной частоты вращения; эта вибрация является процессией вала в подшипнике под влиянием смазки; пленка смазки, непосредственно соприкасающаяся с валом в граничном слое, вращается со скоростью вала, а пленка, находящаяся на неподвижной поверхности подшипника, неподвижна; средняя частота вращения смазки примерно равна половине частоты вращения вала и является частотой его процессии в зазоре подшипника; максимальная амплитуда вибрации имеет радиальное направление.

В. Дефекты подшипников качения характеризуются высокочастотной составляющей, с частотой равной - п • f и кратными ей (п - число тел качения, f - оборотная частота).

Г. Некачественная сборка - основные неисправности этой группы - несовпадение осей, большие зазоры в подшипниках, дефекты шестерен зубчатых передач, ослабление механических соединений и т.д. Основная особенность этой группы причин - зависимость амплитуды вибрации от оборотной частоты и нагрузки. Наиболее распространенный дефект этой группы -несоосность характеризуется значительной вибрацией в аксиальном направлении. Следует отметить, что несоосность идентифицируется по различным гармоническим составляющим частоты вращения, чаще всего по второй. Однозначно оценить несоосность по какой-либо гармонической составляющей частоты вращения в настоящее время не представляется возможным из-за сложности и недостаточной изученности динамических процессов, возникающих при указанной неисправности.

Д. Магнитные силы - проявляются у электродвигателей. Характеризуются вибрацией на частоте питающей сети и ей кратных.

Е. Источники вибрации гидродинамического происхождения. Эти вибрации возникают в тех случаях, когда рабочее колесо насоса изготовлено недостаточно точно и различается по шагу, углу между лопастями, по длине, толщине и углам установки лопастей. Силы, действующие на отдельные лопасти рабочего колеса, при этом не уравновешиваются и создают вибрацию с частотой f. Силы, ее вызывающие, существенно меньше сил от механической неуравновешенности и могут быть обнаружены, когда ротор хорошо отбалансирован.

Гидродинамическими источниками колебаний могут быть динамические составляющие радиальных и осевых сил, действующих на ротор насоса и обусловленных неравномерностью распределений давлений в проточных каналах насоса. Пульсации этих сил являются сложными колебаниями, содержащими компоненты на частоте вращения f, лопастной частоте Z-f (Z - число лопаток) и их гармоники - k-f и k-Z-f (k - 1, 2, 3... - номер гармоники). Работа насоса с отклонениями от номинальной подачи или с недостаточным подпором на входе -одна из частых причин повышенной вибрации. По возможности, режим насоса следует привести к номинальному, что обычно снижает вибрацию агрегата, если она была вызвана гидродинамическими явлениями режимного характера.

Ж. Специфический источник вибрации у насосов - кавитация, которая возникает при местном понижении давления в тех областях потока, где скорости достигают максимального значения, т.е. при обтекании тел. В результате возникающего при этом разрыва сплошности жидкости в ней образуются кавитационные полости - пузырьки или каверны, заполненные газом или паром. Захлопывание кавитационных пузырьков сопровождается значительным местным повышением давления и образованием ударной волны. При этом возникают вибрации, охватывающие широкую область частот от 1000 Гц и выше.

И. Резонансные колебания элементов и узлов насосного агрегата. Наиболее опасны для механических систем, так как даже при сравнительно малых возмущениях могут возникнуть в них большие динамические напряжения.

Резонансные колебания могут возникнуть из-за близости рабочих частот вращающихся деталей агрегата или кратных им частот; из-за изменения условий работы подшипников, способствующих приближению собственных частот агрегата к рабочим частотам; из-за дефектов фундамента (оседание фундамента, нарушение металлоконструкций, ослабление анкерных болтов агрегата и т.п.). Направление максимальной вибрации любое.

К. Внешние причины. Насосные агрегаты имеют неразделенные или слабо разделенные фундаменты. В этих случаях вибрация передается через фундамент и может привести к ослаблению креплений и соединений, разрушению подшипниковых узлов и т.д. В случае близости рабочих частот вращения агрегатов наведенная вибрация может быть обнаружена по тому, что измеренные колебания будут иметь вид биений. Направление максимальной вибрации любое.

При проведении измерений необходимо попытаться разделить перечисленные источники повышенной вибрации НА. При наличии повышенной вибрации подшипниковых опор агрегата необходимо проверить жесткость крепления подшипниковых опор к корпусу или раме, жесткость крепления корпуса насоса и рамы двигателя к фундаменту. Повышенная вибрация в горизонтальной плоскости указывает на уменьшение жесткости в горизонтальных направлениях.

При нормальной жесткости опоры ее колебания во всех направлениях равномерно уменьшаются при приближении к плоскости крепления и не уменьшаются в случае ослабления крепления опоры к раме или корпусу. Имеет место резкое р азличие величин колебаний и фаз при замере вибрации опоры и рамы в близлежащих точках при ослаблении жесткости. При отрыве рамы или корпуса от фундамента, их вибрация по величине и фазе будут резко отличаться от вибрации фундамента. Если жесткость находится в допустимых пределах, вибрация фундамента и агрегата в близлежащих точках будет одного значения.

Л. Изменение вибрации подшипниковых опор при уменьшении тока возбуждения синхронного электродвигателя свидетельствует о наличии короткозамкнутых витков в обмотке ротора или неравномерном радиальном воздушном зазоре между ротором и статором электродвигателя. При уменьшении тока возбуждения вибрации от замыкания в роторе снижается без задержки во времени, а при снятии возбуждения исчезает совсем.

Сравнение и анализ изменения величин вибрации насосно-

\


1,5

1,0

О


Рис. 4.1. Усредненная зависимость изменения интенсивности вибрации насосов с номинальными рабочими колесами от подачи: -----насосы НМ с подачей от 7000 до 100000 м3/ч; -- насосы НМ с подачей от 1250 до 3600 м3


Рис. 4.2. К определению остаточного ресурса машины по уровню вибрации

го агрегата, эксплуатируемого на различных подачах, необходимо проводить по приведенным к номинальной подаче величинам вибрации. Зависимость изменения вибрации от конкретной подачи ориентировочно представлена на рис. 4.1. Для конкретного типоразмера насоса и его рабочего колеса рекомендуется получить такую зависимость экспериментально.

По результатам измерения вибрации для каждой контролируемой точки строится график (тренд) изменения среднего квадратичного значения виброскорости в зависимости от наработки, например, как на рис. 4.2.

До виброскорости 6,0 мм/с линию тренда можно представить прямой линией, проведенной согласно полученным значениям вибрации. Далее линия тренда проводится по значениям вибрации, соответствующим наработке насосного агрегата после виброскорости 6,0 мм/с. Линия тренда, построенная после достижения уровня вибрации 6,0 мм/с, как правило, будет располагаться под большим углом к оси абсцисс и позволит оценить время наступления предельно допустимого значения вибрации т1 при предельном значении виброскорости 7,1 мм/с или т2 - при 11,2 мм/с.

Для более достоверной оценки технического состояния и остаточного ресурса отдельных деталей или узлов рекомендуется строить также тренд по основным спектральным составляющим, указывающим возможные дефекты насосных агрегатов.

4.2.5. ОЦЕНКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ НАСОСОВ ПО ПАРАМЕТРИЧЕСКИМ КРИТЕРИЯМ

После монтажа и пуска в эксплуатацию нового насосного агрегата или после ремонта необходимо определить рабочие параметры, называемые базовыми, и сравнить их с паспорт-

81

ными. 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. Деформации характеристик насосного агрегата могут быть вызваны причинами, указанными в табл. 4.5.

Т а б л и ц а 4.5

Причины деформаций характеристик насосов

Описание деформации характеристик

Возможная причина

Насос развивает меньший напор и потребляет меньшую мощность, КПД - без изменений по сравнению с базовыми (паспортными) значениями

Искажение отливки рабочего колеса Уменьшенный диаметр рабочего колеса КПД двигателя ниже паспортного

Напор, КПД снижены, мощность - без изменений

Увеличение шероховатости проточной части корпуса насоса

Грубая, некачественно обработанная поверхность межлопаточных каналов рабочего колеса и корпуса Колесо установлено несимметрично относительно вертикальной оси улитки насоса

Напор - без изменения, мощность - выше, а КПД ниже базовых значений

Дефекты подшипниковых узлов и их сборки

Расцентровка частей НА Прогиб вала

Работа около критической частоте вращения Контакт в уплотнении рабочего колеса Загрязнение внутренней полости электродвигателя

Повышенный температурный режим работы

Насос развивает больший напор и потребляет большую мощность, КПД - без изменений по сравнению с базовыми значениями

Наружный диаметр рабочего колеса увеличен

КПД насоса резко падает, падение напора имеет срывной характер по сравнению с базовыми характеристиками

Недостаточный подпор на входе в насос, кавитация

При заданных значениях напора подача меньше базовой, КПД несколько ниже базовых значений

Увеличены (но не чрезмерно) утечки через уплотнения рабочего колеса и вала

Значения напора и КПД ниже, а мощности - выше базовых значений

Чрезмерные утечки через уплотнение рабочего колеса и торцевые уплотнения Пропускает обратный клапан

Описание деформации характеристик

Возможная причина

Напорная характеристика ниже базовой, особенно в области малых и больших подач

Наличие крупнодисперсных включений газа в перекачиваемой жидкости (но не более 2-5 % по объему)

Для всей области подач требуется больший допускаемый кавитационный запас

Износ входных кромок лопатки рабочего колеса

Мощностная характеристика -без изменений, напорная характеристика проходит круче, напор при Q = 0 - выше, максимальный КПД уменьшается по величине и смещается в сторону меньших подач

Площади спирального отвода уменьшены по сравнению с расчетными

Напорная характеристика более полога, максимальный КПД возрастает и смещается в сторону больших подач

Перерасширение площади спирального отвода

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.

Основным критерием удовлетворительной работы торцевых уплотнений является величина утечек, замеряемая объемным способом, она должна быть не более 0,3-10-3 м3/ч (0,3 л/ч).

Допускается кратковременное (в течение 24 ч работы насоса) увеличение утечек до 0,7 л/мин.

Контроль работоспособности торцевых уплотнений насоса может осуществляться также измерением температуры торцевого уплотнения с помощью термодатчика и температуры нефти в насосе на входе в камеру торцевых уплотнений.

Он основан на сравнении температур обоих уплотнений между собой и их изменении во времени.

При этом    в обоих торцевых уплотнениях насоса через    определенный    интервал времени    измеряется    температура    на

задней стенке невращающегося    контактного    кольца. Каждое

значение температуры на торцевом уплотнении сравнивается с предельно допустимым, при достижении предельного значения выдается сигнал на остановку насосного агрегата. Если значения температуры на торцевом уплотнении не превышают предельных, то    проводится анализ    изменения    температуры    на

каждом торцевом уплотнении и по отношению друг к другу. Если значения температуры на обоих торцевых уплотнениях постоянны во времени и равны друг другу, то работа узлов торцевых уплотнений является нормальной. Если на одном торцевом уплотнении значение температуры во времени постоянно, а на втором уплотнении растет, то во втором уплотнении обнаружен режим сухого трения, который может быть вызван нарушением геометрии контакта, засорением части системы охлаждения, относящейся к этому уплотнению (например, импеллера), и другими причинами. Если на одном уплотнении значение температуры во времени постоянно, а на втором уплотнении падает, то второе уплотнение неработоспособно. Эта неработоспособность может быть вызвана заклиниванием аксиально-подвижной втулки, если температура упала до значения температуры нефти в насосе.

Причиной незначительного падения температуры является утечка через резиновые уплотнения или утечка через контакт пары трения. Если температура на первом уплотнении повышается, а на втором - понижается или постоянна, то неработоспособен радиально-упорный подшипник, причем осевая нагрузка действует на первое уплотнение и может его разрушить. Если температуры на обоих уплотнениях повышаются, то неработоспособна система охлаждения (например, из-за засорения или износа импеллера). Если значения уплотняющего давления и температуры основного потока жидкости не постоянны, то поставленный диагноз носит предварительный характер. Если при этом диагностируется отказ, то выдается предупредительный сигнал, а не сигнал на аварийную остановку. Если режим по указанным параметрам постоянный, то при диагностировании отказа выдается сигнал на аварийную остановку насосного агрегата.

Указанный метод диагностирования реализуется простым устройством на центробежных насосах двухстороннего всасывания, имеющих два торцевых уплотнения вала. Устройство содержит два датчика температуры в торцевых уплотнениях и датчик температуры и давления перекачиваемой жидкости на входе в насос (или в камере торцевых уплотнений), искробезопасные блоки, коммутирующие сигналы и сопрягаемые с системой автоматики НПС или АСУ ТП или входом ПЭВМ.

В качестве термопар можно использовать применяемые в оборудовании НПС хромель-копелевые термопары, а датчиков давления - преобразователи давления типа "Минитран".

Как правило, в обвязке насосов восьмиканальными устройствами сигнализации СТ-136М минимум два канала на каждый насос не задействованы. Эти каналы можно использовать для подключения к датчикам температуры, в качестве которых рекомендуется использовать термометры сопротивления ТСМ-0979 градуировки 50 М. С учетом результатов опытной эксплуатации таких систем в качестве контрольного и предельного значений температуры в торцевых уплотнениях необходимо установить соответственно 105 и 130 °С для уплотнений типа ТМ-120М, 95 и 105 °С - для уплотнений типа УНИ.

Реализация метода также возможна на НПС с венгерской автоматикой типа AVH-MINITAK.

При внедрении метода необходимо также учитывать температуру нефти и давление на входе в насосы, которые фиксируются в существующей системе телемеханики. Поэтому использование этих параметров не потребует дополнительных работ.

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 проточной части насоса (табл. 4.5).

Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении величины напора насоса от базовых значений на 5-6 % и более для насосов горизонтального исполнения и на 7 % -для вертикальных подпорных насосов. Значение возможного снижения КПД относительно базового значения может уточняться для конкретного типоразмера насоса на основании экономической оценки из условия, что стоимость ремонта, при котором обеспечивается восстановление первоначального КПД, будет выше затрат, вызванных перерасходом электроэнергии из-за снижения КПД насоса. Для насосов типа НМ значение снижения КПД составляет 2-4 % в зависимости от типоразмера (НМ 500-300, НМ 710-280 - 4 %; НМ 1250-260 - 3,5 %; НМ 2500-230 - 3 %; НМ 3600-230, НМ 5000-210, НМ 7000-210, НМ 10000-210 и подпорные насосы - 2 %; подпорные вертикальные насосы - 3,5 %).

Решение о дальнейшей эксплуатации насосного агрегата или выводе его в ремонт принимается с учетом результатов вибродиагностики.

Диагностирование состояния насосных агрегатов по параметрическим критериям допускается проводить как на основе данных, 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 АСУ или образцовыми манометрами 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 не ниже 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 параметров, измеренные в первые 72 часа после монтажа или ремонта насоса, так как 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 переключении 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 работы НА (контролируются при измерении вибрации и по давлению на входе в насос) и отсутствии перетока нефти через обратный клапан.

При проведении параметрических испытаний выполняется анализ перекачиваемой нефти с определением плотности и вязкости каждый раз при смене потока нефти, но не реже одного раза в сутки.

Значения текущих параметров должны быть приведены к условиям, при которых получены базовые характеристики согласно ГОСТ 6134.

Для насосов типа НМ с постоянной частотой вращения ротора влияние вязкости перекачиваемой нефти на напорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 1,0 - 10-4 м2/с для насосов с подачей 1250-2500 м3/ч, вязкости более 2 - 10-4 м2/с - для остальных насосов. Влияние вязкости на энергетическую характеристику (n - Q) необходимо учитывать при вязкости более 0,6 - 10-4 м2/с.

Оценку текущих параметров (подачи, мощности, напора и КПД) необходимо производить по среднеарифметическому значению трех замеров (не менее).

Для построения базовых характеристик необходимо обработать в соответствии ГОСТ 6134, не менее десяти точек (режимов) в диапазоне подач от 0 до Qmax, для построения текущих характеристик - не менее 3-4 точек (режимов).

4.3. ВЫПОЛНЕНИЕ РЕГЛАМЕНТНЫХ РАБОТ

Если в паспортах, ТУ, инструкциях и других нормативных документах на насосные агрегаты регламентированы другие работы с объемом и периодичностью, отличными от изложенных, то они являются обязательным дополнением к приведенным в работах и могут выполняться как при работающих насосах, так и при регламентных остановках.

Перед регламентной остановкой осуществляется диагностический контроль насоса в объеме планового.

Если регламентная остановка насоса связана с проведением дефектоскопии вала, то выполняемый объем работ приравнивается к среднему ремонту.

Регламентная остановка также производится для замены рабочих колес насоса на другие типоразмеры, если это предусматривается технологическими режимами работы нефтепровода.

Регламентные остановки совмещаются по возможности с ремонтами насосов, техническим обслуживанием или плановым диагностическим контролем.

4.4. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ

Техническое обслуживание (ТО) насосов осуществляется эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС.

Для магистральных и подпорных насосов проводятся проверки состояния фланцевых и резьбовых соединений, затяжки фундаментальных болтов; уровня масла в маслобаках, герметичности маслопроводов и вспомогательных трубопроводов; герметичности торцевых уплотнений ротора насоса; затяжки болтовых соединений зубчатой или пластинчатой упругой муфты; равномерности зазора по окружности между втулкой и диафрагмой беспромвального узла, наличия всех болтов и их затяжки; герметичности уплотнения в разделительной стенке между отделениями насосов и электродвигателей (через каждые шесть месяцев).

Кроме того, для подпорных насосов проводятся: дополнение консистентной смазки Литол 24 в опорноупорные подшипники насосов НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80;

проверка по маслоуказателю уровня турбинного масла в НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 и восстановление уровня при необходимости;

замена смазки для насосов НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80 через каждые 900±50 ч работы, для насосов НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 - через каждые 3000±300 ч;

осмотр резиновых колец втулочно-пальцевой муфты через каждые 7000 ч работы;

полная замена масла в корпусе упорного подшипника, смазка радиального подшипника промежуточного вала и зубчатой муфты насоса Вортингтон 26QL CM/2 через каждые 5000 ч работы.

Устранение обнаруженных неисправностей и дефектов осуществляется при отключенном насосном агрегате и его обесточивании.

Если насосный агрегат находится в состоянии резерва более месяца, то с целью проверки его работоспособности производится кратковременное включение его в работу один раз в месяц и прокрутка ротора не реже 1 раза в 15 дн. с поворотом на 180° для предотвращения прогиба вала насоса.

Для насосов вспомогательных систем осуществляются: проверка состояния фундаментных болтов, муфты соединения насоса с электроприводом; набивка или замена сальника насоса, смазка подшипников;

подтяжка фланцевых соединений насоса;

проверка герметичности запорной арматуры, трубопроводов, плавности открытия и закрытия задвижек и вентилей;

устранение подтеков и неплотностей маслопроводов, трубопроводов утечки нефти и опорожнения насоса.

4.5.    ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ

Для магистральных и подпорных насосов проводятся 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, торцевых уплотнений, зубчатой и пластинчатой муфт; смена смазки зубчатой муфты; измерение радиальных зазоров во вкладышах подшипников, натяга крышек радиально-упорного подшипника и подшипника скольжения; разборка, дефектация и сборка торцевых уплотнений; вновь устанавливаемые торцевые уплотнения должны пройти обкатку и испытание на стенде БПО (ЦБПО); 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 все 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.

4.6.    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

4.6)

вала, лопаток и дисков рабочего колеса, при необходимости ремонт или замена; измерение радиальных зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса и, в случае превышения нормативных значений, указанных на рис. 4.3-4.5 и в табл. 4.64.9, замена уплотнительного кольца или восстановление размеров элементов щелевого уплотнения; дефектоскопия вала (если срок ее проведения совпадает с временем выполнения среднего ремонта); замена паронитовых прокладок между крышкой и корпусом насосов.

Рис. 4.4. Зазоры в щелевых уплотнениях роторов насосов типа НМ (секционные) (см. табл. 4.7)


Рис. 4.5. Зазоры в щелевых уплотнениях роторов насосов типа НПВ


Типоразмер

насоса

Размер зазора, мм (см. рис. 4.3)

А

Б

В

НМ 10000-210 НМ 7000-210 НМ 5000-210 НМ 3600-230 НМ 2500-230 НМ 1250-260

0,12-0,21

0,12-0,21

0,08-0,16

0,08-0,21

0,08-0,21

0,065-0,185

0,4-0,5

0,4-0,5

0,25-0,38

0,25-0,34

0,25-0,50

0,4-0,5

0,25-0,33

0,25-0,33

0,25-0,33

0,25-0,33

0,25-0,33

0,25-0,33

Т а б л и ц а 4.7

Типоразмер

насоса

Размер зазора, мм (см. рис. 4.4)

А

Б

В

Г

Д

НМ 125-550 -НМ 710-280

0,10-0,18

0,08-1,20

0,22-0,27

0,22-0,27

0,25-0,30

Т а б л и ц а 4.8

Типоразмер

насоса

Размер зазора, мм (см. рис. 4.5)

А

Б

В

Г

Д

НПВ 1250-60 НПВ 2500-80 НПВ 3600-90 НПВ 5000-120

0,06-0,10

0,06-0,10

0,17-0,22

0,17-0,22

0,25-0,37

0,25-0,37

0,25-0,37

0,25-0,37

0,25-0,35

0,25-0,35

0,25-0,35

0,25-0,35

0,10-0,17

0,10-0,17

0,175-0,220

0,175-0,220

0,25-0,35

0,25-0,35

0,25-0,35

0,25-0,35

Т а б л и ц а 4.9

Величина значения зазоров в щелевых уплотнениях ротора насоса тина 26 QL CM/2 (Вортингтон)

Между какими деталями указывается зазор (см. рис. 4.5)

Размер зазора, мм

Между корпусом первой ступени и сменными кольцами рабочего колеса

Между средней частью корпуса и сменными кольцами рабочего колеса

Между валом первой ступени и подшипником всасывающего раструба (нижнего и верхнего)

Между валом первой ступени и подшипником скольжения корпуса

Между валом первой ступени и защитной втулкой Между промежуточным валом и промежуточным подшипником корпуса

Между втулкой промежуточного вала и уплотнительной втулкой

Между втулкой промежуточного вала и защитной втулкой механического уплотнения

0,6-0,8 0,8-1,0 0,345-0,485 0,345-0,485 - 2

0,345-0,485

0,230-0,333

0,8-1,0

В зависимости от технического состояния узлов и деталей насоса проводятся замена (или ремонт) ротора, устанавливаемый ротор должен быть динамически отбалансирован; ремонт (восстановление) или замена уплотняющих втулок, колец им-

пеллерных втулок; замена (или ремонт) подшипников скольжения, пришабровка новых вкладышей по валу с проверкой прилегания вкладышей к корпусу подшипника; замена шарикоподшипников; восстановление антикоррозионных покрытий и окраски; разборка, ремонт, сборка воздушной камеры беспром-вального узла и установка зазоров между втулкой и диафрагмой беспромвального узла; проверка избыточного давления в воздушной камере уплотнения промежуточного вала (не менее 196,2 Па (20 мм вод. ст.); сборка, центровка, опробование под нагрузкой, измерение и анализ рабочих режимов.

Все резиновые уплотнительные кольца подлежат замене на новые.

Для вертикальных подпорных насосов, кроме того, проводятся проверка отсутствия течи из стакана, из-под крышки и из картера; замена импеллера, всех прокладок и крепежных деталей со смятой или сорванной резьбой более двух ниток; проверка состояния шнеков, рабочего колеса уплотнительных колец и узла торцевого уплотнения; ремонт торцевого уплотнения с заменой пар трения и уплотняющих колец.

Полная разборка, составление дефектной ведомости и восстановление деталей ротора производятся на БПО (ЦБПО). После сборки новых или восстановленных деталей осуществляется динамическая балансировка ротора.

4.7. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

При капитальном ремонте осуществляются все операции среднего ремонта, а также демонтаж насосов; проверка состояния корпусов, патрубков насоса, состояния стакана насосов типа НПВ и Вортингтон и, при необходимости, их ремонт, заварка обнаруженных дефектов стальных корпусов и деталей насосов, нанесение вновь антикоррозионного и декоративного покрытия, покраска насосов; испытания на герметичность и прочность заваренных стальных корпусов.

При обнаружении поверхностных трещин или негерметич-ности 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 = 1,5Рраб.; 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 проводятся демонтаж подлежащего капитальному ремонту насоса и доставка его на БПО, монтаж нового или заранее отремонтированного насоса, центровка и опробование его под нагрузкой.

4.8. НОРМАТИВЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

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

До получения расчетных значений периодичность диагностических контролей насосов рекомендуется определять по табл. 4.10 с учетом данных оперативного диагностического контроля.

При эксплуатации насосов, ресурс которых приближается к предельному сроку службы, значения периодичностей, приведенные в табл. 4.10, уточняются в соответствии с изложенным в разделе 3.3.

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    табл.    4.10.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ АРМАТУРЫ

Вся вновь устанавливаемая отечественная и импортная арматура должна иметь сертификат соответствия требованиям стандартов и нормативных документов.

Предприятия должны осуществлять учет срока службы, наработки и количества циклов включения арматуры.

Технологический режим работы запорной арматуры с указанием диапазона перепада давления (до и после арматуры), максимального рабочего давления, обязательности местного и дистанционного управления устанавливается на основании про-ект-ной документации, утверждается главным инженером предприятия и доводится до сведения эксплуатационно-ремонтного персонала.

При аварийных ситуациях на НПС запорная арматура может эксплуатироваться непродолжительное время в режиме дросселирования с частично открытым запорным органом в соответствии с инструкциями по эксплуатации.

Арматура считается работоспособной, если:

обеспечиваются прочность и плотность материалов деталей и сварных швов, работающих под давлением;

не наблюдаются пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы;

обеспечивается герметичность сальниковых уплотнений и фланцевых соединений арматуры по отношению к внешней среде;

обеспечивается герметичность затвора арматуры в соответствии с паспортом на запорную арматуру;

обеспечивается плавное перемещение всех подвижных частей арматуры без рывков и заеданий;

электропривод обеспечивает плавное перемещение затвора, открытие и закрытие в течение времени, указанного в паспорте;

обеспечивается отключение электропривода при достижении затвором крайних положений и при превышении крутящего момента допустимого значения на бугельном узле.

При невыполнении любого из этих условий арматура считается неработоспособной и выводится из эксплуатации.

Работоспособность арматуры характеризуется также показателями надежности. К показателям надежности относятся назначенный срок службы арматуры, назначенный ресурс - в циклах "открыто - закрыто", назначенный срок службы до ремонта, вероятность безотказной работы в течение назначенного ресурса.

Неработоспособность арматуры определяется критериями отказов и предельных состояний.

Критериями отказов являются: потеря герметичности по отношению к внешней среде; пропуск среды в затворе сверх допустимого; отсутствие рабочих перемещений запорного органа (заклинивание подвижных частей) при открытии и закрытии арматуры; увеличение времени срабатывания сверх допустимого; выход из строя электропривода.

Критериями предельных состояний являются: разрушение или потеря плотности основного материала и сварных швов; изменение геометрических размеров сопряженных деталей (вследствие износа или коррозионного разрушения).

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

Показатели надежности, критерии отказов и предельных состояний указываются в паспортах на арматуру.

Контроль работоспособности и технического состояния арматуры осуществляется внешним осмотром, диагностированием и испытаниями.

При внешнем осмотре проверяются: состояние и плотность материалов и сварных швов арматуры; плавность перемещения всех подвижных частей арматуры и электропривода; исправность электропривода и электрооборудования; герметичность арматуры по отношению к внешней среде, в том числе: герметичность прокладочных уплотнений; герметичность сальникового уплотнения.

В работоспособном состоянии запорной арматуры пропуск среды через сальниковое и прокладочное уплотнения не допускается.

Техническое состояние задвижки в процессе эксплуатации может определяться диагностическим контролем. Для определения технического состояния корпуса и сварных швов задвижки применяются акустико-эмиссионный (АЭ), ультразвуковой (УЗК) и другие методы неразрушающего контроля.

Диагностический контроль задвижки совмещают по срокам с капитальным ремонтом, а также осуществляют при выявлении чрезмерных напряжений на патрубках или возникновении предельных состояний.

После капитального ремонта арматура подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность в соответствии с требованиями ГОСТ 5762 и нормативно-технической документации на капитальный ремонт запорной арматуры.

Испытание на прочность и плотность материала задвижки в с^оре проводится при открытом затворе и заглушенных патрубках давлением Рпрпр + 1,5 PN, где PN - давление номинальное). Испытания на прочность и плотность проводятся п ри постоянном давлении в течение времени, необходимого для осмотра задвижки. Пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы не допускаются.

Испытание арматуры на герметичность по отношению к внешней среде проводится давлением 1,1PN в течение времени, необходимого для осмотра уплотнений и соединений. Проверяется герметичность верхнего уплотнения крышка-шпиндель при ослабленных креплениях сальникового уплотнения и полностью поднятом шпинделе задвижки. Проверяется герметичность сальникового уплотнения и прокладки между крышкой и корпусом. Протечки среды не допускаются. Метод контроля визуальный.

Испытание арматуры на герметичность затвора проводится в соответствии с та^л. 5.1 и требованиями ГОСТ 9544.

Испытания на герметичность затвора проводятся после закрытия запорного органа способом, предусмотренным в технических условиях на конкретный вид арматуры.

Минимальная продолжительность испытания на герметичность затвора приведена в та^л. 5.2.

Максимально допустимые значения протечек в затворе по классам герметичности указаны в та^л. 5.3.

Номинальный размер (условный проход) DN, мм

Номинальное давление PN, МПа (кгс/см2)

Параметр испытания затвора на герметичность

DN < 80

PN > 0,1 (1)

Вода - давлением 1,1 PN или воздух - давлением 0,6 ±

± 0,05 МПа

Вода - давлением 1,1PN

DN > 100 DN <200

PN < 5,0 (50) PN > 6,3 (63)

DN > 250

PN > 0,1 (1)

Т а б л и ц а 5.2

Минимальная продолжительность испыгганий на герметичность затвора

Номинальный размер DN, мм

Минимальная продолжительность испытаний, с

Уплотнение "металл по металлу"

Неметаллическое

уплотнение

DN < 50

15

15

65 < DN < 200

30

15

25 < DN < 400

60

30

DN < 500

120

60

Т а б л и ц а 5.3

Максимально допустимые протечки (в см3/мин) в затворе при различных испытательных средах

Испытательная

Класс герметичности

среда

А

В

С

D

Вода

Нет видимых

0,0006 DN

0,0018 DN

0,006 DN

Воздух

протечек Истечение отсутствует

0,018 DN

0,18 DN

1,8 DN

П р и м е ч а н и я:

1. При определении протечек номинальный диаметр DN принимается в миллиметрах.

2. Значения протечек соответствуют случаю истечения в атмосферу.

3. Класс герметичности для запорной арматуры указан в ТУ и паспорте на конкретный вид арматуры.

4. Испытательная среда выбирается в зависимости от назначения арматуры.

5. Температура испытательной среды - от 5 до 40 °С.

6. Погрешность измерений протечек не должна превышать:

±0,01 см3/мин - для протечек менее 0,1 см3/мин;

± 0,5 % - для протечек более 0,1 см3/мин.

7. Сбор протечек осуществляется шприцем, измерение величины протечек - мензуркой (ГОСТ 1770) с ценой деления 0,1 см3.

Испытание на работоспособность арматуры осуществляется включением электропривода на три полных цикла "открыто -закрыто".

Подвижные детали должны перемещаться без рывков, заеданий и заклинивания. Проверяется ручное управление задвижкой вращением штурвала в обе стороны.

В закрытом состоянии задвижка подвергается перепаду давления, величина которого устанавливается согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя. Также проверяются плавный ход движения затвора задвижки, работа электропривода с дистанционным и местным управлением, путевые выключатели на отключение электродвигателя при достижении запорным органом арматуры крайних положений, настраиваются моментные выключатели - на отключение электродвигателя при достижении электроприводом арматуры предельного значения крутящего момента при заедании запорного органа или подвижных частей арматуры. При этом контролируются время действия и величина тока электропривода, которые должны находиться в пределах номинальных значений.

При нормальной работе запорно-регулирующего органа к рутящий момент I кр не должен отклоняться от номинального более чем на 10 %.

Определение значения !кр осуществляется измерением величины тока электропривода. Номинальному значению I соответствует номинальное значение силы тока электродвигателя.

Изменение величины силы тока электропривода от номинального значения свидетельствует о неисправности электропривода или элементов задвижки, приводящих затвор в движение.

Превышение силы тока свидетельствует о неисправности запорно-регулирующего органа (заклинивание затвора, излом подвижных частей задвижки, заклинивание деталей редуктора и электропривода и т.д.).

Уменьшение силы тока свидетельствует о неисправности электродвигателя или системы электроснабжения и коммутации.

Изменение силы тока на 10 % от номинального считается критическим.

На действующих магистральных нефтепроводах арматура также подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность. Проведение испытания арматуры совмещается по срокам с испытанием нефтепроводов или осуществляется после выполнения капитального ремонта нефтепроводов.

Режим испытания и испытательные давления устанавливаются в зависимости от срока и параметров эксплуатации нефтепроводов согласно нормативным документам, регламентирующим проведение испытаний на действующих нефтепроводах.

5.2. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ

В объеме технического обслуживания проводятся следующие работы:

мелкий ремонт арматуры, не требующий специальной остановки магистральных насосов (чистка наружных поверхностей, обслуживаемых площадок, устранение подтеков масла и т.д.);

визуальная проверка состояния всех частей запорной арматуры, исключая электропривод, наличия смазки в подшипниках и редукторе, ее пополнение;

проверка состояния и крепления клемм электродвигателя, проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз;

проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия;

проверка срабатывания муфты ограничения крутящего момента;

проверка герметичности сальникового уплотнения и фланцевых соединений.

Операция по ремонту сальниковых уплотнений выполняется согласно инструкции по эксплуатации завода-изготовителя.

Для обеспечения герметичности разъемного соединения два раза в год (весной и осенью) проводится оттягивание фланцевых соединений, обтяжка •олтов и гаек осуществляется крест-накрест, •ез перекосов, при обнаружении течи во фланцевом соединении проводится равномерная обтяжка болтов и гаек; если умеренная обтяжка фланцев не дает положительных результатов и утечка продолжается, производится замена прокладки согласно инструкции по эксплуатации завода-изгото-вителя.

В объеме технического обслуживания обратного клапана проводятся следующие работы:

проверка герметичности уплотнений, устранение обнаруженных утечек;

проверка работоспособности демпфирующих устройств (амортизаторов) и их восстановление.

5.3. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ ТЕКУЩЕМ РЕМОНТЕ

При текущем ремонте проводятся все операции технического обслуживания, а также: для клиновых или шиберных задвижек - удаление воздуха из задвижки; подготовка необходимых ремонтных приспособлений, транспортных и подъемных механизмов; снятие редуктора с электроприводом, разборка редуктора и электропривода, очистка и промывка деталей, дефектация, замена изношенных деталей, смазка редуктора и механической части электропривода, их сборка; проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния уплотнителей взрывозащиты шарикоподшипников электродвигателя, правильности посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя, замена дефектных деталей электродвигателей; проверка состояния подшипникового узла штока задвижки после его фиксации, определение степени износа резьбовой втулки штока (в случае чрезмерного износа - ее замена); устранение следов коррозии штока, задиров; замена сальников, нажимной втулки, при необходимости; прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину; подтяжка шпилек разъема корпуса, полная сборка и установка электропривода на задвижку; регулировка конечных выключателей на открытие и закрытие, муфты ограничения крутящего момента на отключение по допустимым значениям.

Текущий ремонт запорной арматуры осуществляется без демонтажа.

При текущем ремонте может проводиться контроль технического состояния корпуса арматуры неразрушающими методами (измерение толщины, ультразвуковой контроль сварных швов, магнитопорошковый контроль для обнаружения подповерхностных и поверхностных трещин, капиллярный контроль для обнаружения поверхностных трещин, измерение механических напряжений на патрубках арматуры и другие методы).

5.4. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

При капитальном ремонте проводятся все операции текущего ремонта, а также:

полная разборка и дефектация всех деталей и узлов, восстановление или замена пришедших в негодность в результате коррозии, чрезмерного механического износа узлов и базовых деталей запорной арматуры;

для обратного клапана - проверка состояния комплектующих узлов и деталей, очистка и их дефектация, обследование состояния наружной поверхности и внутренней полости корпуса клапана; при обнаружении проникающей ржавчины или трещин в корпусе клапан отбраковывается.

Капитальный ремонт задвижек производится БПО (ЦБПО) или специализированной организацией по разработанным технологическим картам.

Демонтаж подлежащих капитальному ремонту задвижки, обратного клапана производится согласно плану производства работ, утвержденному главным инженером НУ (ЛПДС).

5.5. НОРМАТИВЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

Для трубопроводной арматуры НПС межремонтный цикл и виды ремонта устанавливаются с учетом показателей надежности, срока эксплуатации и наработки циклов "открыто -закрыто", результатов диагностических контролей и испытаний, оценки технического состояния арматуры при проведении предыдущего ремонта или ТО.

Периодичность технического обслуживания и ремонта представлена в табл. 5.4.

Т а б л и ц а 5.4

Периодичность технического обслуживания и ремонта арматуры

Наименование

оборудования

Периодичность

ТО, мес.

Контроль герметичности затвора, лет (циклов)

т,

мес

К, лет (циклов)

ос

мотры,

чистка,

смазка

смена смазки, набивка сальника и т.д.

Задвижки стальные: диаметром 50-350 мм

диаметром 350-1220 мм:

на Рраб от 1,6 до

2.5    МПа

на Рработ 2,5 д°

7.5    МПа Обратные клапаны

П р и м е ч а н и е. Если ности по сроку службы до одичность проведения реме казателям.

3

1

1

3

в паспор ремонта нта задв

6

6

6

6

ге задвижки и среднему ижки устана

2(220)

2(250)

2(220)

2(-)

указаны п )есурсу (в вливается

12

36

12

оказате

даклах

огласн

10-12

(1450)

10-12

(1450)

8-10

(1450)

12

ли надеж), то пери-о этим по-

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

6.1. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ,

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ СИСТЕМ СМАЗКИ И ОХЛАЖДЕНИЯ

В объеме оперативного диагностического контроля проводятся:

для маслосистемы - контроль температуры масла на входе в подшипники насосных агрегатов, давления в конце масляной линии, уровня масла в емкостях, отсутствия течи масла в патрубках и технологических трубопроводах;

для систем охлаждения электродвигателей - контроль разности температур между охлаждаемой средой и охладителем; температуры нагрева частей двигателя; давления воды (воздуха) в коллекторе водонасоса (на входе радиаторов), отсутствия течи воды в патрубках и технологических трубопроводах; уровня воды в емкостях.

В объеме планового диагностического контроля осуществляется контроль качества масла, измеряются вибрация и шум, проверяются крепление оборудования к фундаментным болтам и искрение в электродвигателях маслонасосов системы смазки, водяных насосов и вентиляторов системы охлаждения электродвигателей.

Признаки и возможные причины возникновения неработоспособности вспомогательных систем приведены в табл. 6.1.

По результатам контроля работоспособности оборудование систем смазки и охлаждения выводится в ремонт (текущий или капитальный).

Т а б л и ц а 6.1

Признаки неработоспособности вспомогательных систем

Признак

неработоспособности

Приборы и методы контроля

Причина

неработоспособности

Давление в конце масляной линии (перед подшипниками) менее 0,118 МПа (1,2 кгс/см2) или указанного в паспорте на маслосис-тему

Маслосистема По показаниям манометров

Неправильно отрегулирован предохранительно-перепускной клапан

Рабочее давление больше давления перепуска Недостаточно масла в баке Засорение маслофильтров Неисправен маслонасос

Перепад давления масла в маслофильтре более указанного в паспорте

По показаниям манометров

Засорение маслофильтров

Температура масла после маслоохладителя более 55 °С Температура масла на входе в подшипники насосных агрегатов более 55 °С или указанной в паспорте

Термодатчи

ки

Термодатчи

ки

Неисправности в агрегата воздушного (водяного) охлаждения Неисправности в агрегатах воздушного (водяного) охлаждения

Недостаточное поступление масла к подшипникам Грязное масло

Наличие воды и механических примесей в масле

По результатам анализа масла

Недостаточно произведена очистка трубопроводов, маслобаков и маслоохладителей

Наличие нефти в масле

Система ох Перегрев обмоток статора и ротора при прочих устраненных причинах

По результатам анализа масла

лаждения элект Термометр сопротивления

Повреждены уплотнения подшипников насосных агрегатов между масляной и нефтяной полостями

Переполнение полостей слива нефти из торцовых уплотнений (корыт насоса) в результате повышенной утечки через торцовые уплотнения родвигателей

Неисправность в системе охлаждения, например, водяного насоса

Течь воды из трубопроводов

Визуальный Для определения места течи испытать гидравлическим давлением 5-105 Па

Негерметичность трубопроводов

Уменьшение разности между температурой охлажденной воды и воды перед охладителем; перегрев электродвигателей при прочих устраненных причинах

Термометры сопротивления или другого типа

Засорение трубок водоподачи; трубки промыть слабым (3...

5 %) раствором соляной кислоты и прочистить специальными щетками

Давление воды в коллекторе водонасоса менее номинального

По показаниям манометров

Недостаточно воды в емкости Неисправен водонасос Засорение коллектора

В объем работ по ТО входит устранение неисправностей без вмешательства в работу систем, например наружный осмотр, очистка наружных поверхностей от внешних загрязнений, ликвидация течей во фланцевых соединениях, проверка затяжки соединений, проверка состояния и промывка фильтрующей сетки, используемой при заливке масла, выпуск воздуха из масляной и водяной камер маслоохладителя.

Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте выполняются все операции техобслуживания, а также:

для маслосистемы - разборка маслонасоса; промывка, дефектация изношенных деталей и узлов; замена торцевых уплотнений; затяжка фланцевых соединений; осмотр и, при необходимости, замена эластичных элементов соединительной муфты, задвижек и вентилей, слив отработанного масла из емкости; промывка фильтров; промывка керосином и сушка масляной емкости; при необходимости, доливка нового масла; проверка срабатывания автоматического включения резервного насоса (при отключенном работающем);

для маслоохладителей - разборка, чистка и замена изношенных деталей и узлов; сборка и опрессовка охладителей;

для системы охлаждения электродвигателей - разборка, промывка и дефектация водяного насоса и его двигателя; замена или набивка сальников насоса, задвижек и вентилей; ремонт или замена изношенных деталей и узлов системы охлаждения двигателей, вентиляторов, воздушных охладителей воды.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте выполняются все операции текущего ремонта, а также:

замена маслонасоса или привода на новый или отремонтированный, при необходимости, замена маслофильтров; промывка подводящих масляных трубопроводов 15%-ным раствором ортофосфорной кислоты в целях очистки внутренней полости труб от отложений продуктов коррозии; ремонт или замена изношенных узлов и деталей; разборка, очистка, дефектация узлов и деталей воздушного маслоохладителя, опрессовка трубопроводов и агрегатов маслосистемы, маслоохладителей, обкатка всех элементов системы;

замена, при необходимости, водяного насоса и привода системы охлаждения электродвигателей на новые или отремонтированные;

замена изношенных деталей задвижек, вентилей; очистка внутренней полости трубопроводов от отложений и продуктов коррозии;

замена изношенных и подвергшихся коррозии участков трубопроводов;

окраска и восстановление изоляции наружной поверхности трубопроводов, задвижек;

опрессовка трубопроводов водяного охлаждения электродвигателей; обкатка всех элементов системы;

разборка и ремонт оборудования системы воздушного охлаждения, вентиляторов, покраска вентиляторов, ограждений, обкатка охладителей;

ремонт и покраска блок-боксов и их коммуникаций.

Нормативы технического обслуживания и ремонта

Периодичность технического обслуживания, ремонта и диагностических контролей маслосистемы и системы охлаждения электродвигателей приведена в табл. 6.2.

Т а б л и ц а 6.2

Периодичность технического обслуживания, ремонта, диагностического контроля вспомогательных систем

Периодичность, ч

Система

ТО

Т

К

Плановый диагностический контроль

Маслосистема

700

4200, не реже 1 раза в год

25 200, не реже 1 раза в 3 года

700

Система охлаждения электродвигателей

700

4200, не реже 1 раза в год

25 200, не реже 1 раза в 3 года

700

П р и м е ч а н и е. Не разрешается применять масла марок, не соответствующих указанным в паспорте на маслосистему. Контроль качества масла производится в сроки, оговоренные заводом-изготовителем маслоустановок, или во время планового диагностического контроля. Масло должно быть заменено свежим при обнаружении любого из следующих признаков: содержание механических примесей свыше 1,5 %; содержание воды свыше 0,25 %; кислотность выше 1,5 кг КОН на 1 г масла; температура вспышки по Бренкеру ниже 150 °С; в масле обнаружена нефть.

6.2. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ,

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ КОМПРЕССОРОВ

Контроль работоспособности компрессора осуществляется с целью оценки его технического состояния и сравнения эксплуатационных параметров с гарантийными характеристиками завода-изготовителя (гарантийные характеристики компрессора указаны в паспорте завода-изготовителя или рассчитываются на основе паспортных данных).

К показателям работы компрессора относятся подача компрессора (расход воздуха на выходе из компрессора), мощность на муфте привода, КПД компрессора.

Расход воздуха рекомендуется измерять мерным звуковым соплом на линии выброса воздуха в атмосферу.

При измерении расхода (подачи) компрессора потребитель отключается, а воздух сбрасывается через сопло в атмосферу.

Кроме того, для диагностики технического состояния компрессора и его элементов ежедневно контролируются следующие параметры:

давление и температура сжатого воздуха после каждой ступени сжатия и на выходе компрессора;

непрерывность поступления в компрессор и холодильник охлаждающей воды;

температура охлаждающей воды, поступающей и выходящей;

давление и температура масла в системе смазки; исправность лубрикатора и уровень масла в нем; уровень вибрации на подшипниковых опорах компрессора и двигателя.

В случае резкого изменения или выхода за пределы рабочей зоны контролируемых параметров следует немедленно остановить работу компрессора, провести его обследование. Признаки и возможные причины неработоспособности компрессоров приведены в табл. 6.3.

Т а б л и ц а 6.3

Признаки и причины неработоспособности компрессоров

Признак

неработоспособности

Причина

неработоспособности

Рабочее давление не поднимается или возрастает медленно

Поршневые и промежуточные кольца изношены

Воздушный вентиль пропускает Предохранительный клапан пропускает Изношены прокладки

Признак неработоспособности

Причина неработоспособности

Рабочее давление не поднимается или возрастает медленно

Неисправность всасывающего (нагнетательного) клапана Утечки через резьбовые соединения Отсутствует кольцевой вкладыш

Давление поднимается выше номинального

Неисправность всасывающего или нагнетательного клапанов следующей высшей ступени

Быстрый (резкий) нагрев подшипников

Неисправности смазки, попадание грязи и твердых частиц в масло

Перегрев коренного подшипника компрессора или подшипников двигателя

Ослабление крепления одного из подшипников, увеличение зазоров в подшипниках, вкладышах

Перегрев наружной поверхности компрессора или головки цилиндра

Неисправности системы охлаждения и смазки, задиры цилиндров или поршней и пр.

Повышение температуры воздуха одной из ступеней

Неправильное распределение давления по ступеням

Недостаточное охлаждение в холодильнике предыдущей ступени

Пропуск сальников

Износ уплотняющих колец Поломка или соскакивание пружин, прижимающих секции сальников одну к другой

Выработка штока, появление на его поверхности повреждений

Глухой стук

Ослабление крепления кривошипных и коренных подшипников или выработка их и шеек вала

Резкий стук

Ослабление соединения поршневого штока с крейцкопфом

Ослабление соединения поршня со штоком Разработка крейцкопфного подшипника и ползунов, износ пальца или ослабление натяжки клина подшипника Попадание металлических частей между поршнем и одной из крышек цилиндра

Повышенная вибрация выносного подшипника

Неправильная посадка маховика на вал

Повышенная вибрация коренных подшипников

Изогнут вал, ослабление затяжки подшипников, повышенный зазор в подшипниках и пр.

Не работает пневморазгружатель

Пропускает кольцо разгрузочного поршня или вентиль регулятора давления Изношена верхняя часть разгрузочного поршня

Пропускает резьбовое соединение автоматической разгрузки

Забиты каналы или регулятор давления

Приводной ремень пробуксовывает

Ремень ослаб Ремень поврежден Манометр неисправен

Не показывает манометр

Загрязнена или забита магистраль Возможны утечки рабочего тела из-за не-герметичности в соединениях

По результатам диагностики технического состояния компрессоров, контроля показателей их работы, а также учитывая количество и сроки выполненных ранее ремонтов, наработку в часах после последнего ремонта, по каждому компрессору назначаются срок и объем проведения следующего ТО или ремонта. При отсутствии указанных данных ремонт компрессоров выполняется на основании графиков, составленных в соответствии с ремонтным циклом и показателями надежности (плановая система ТОР).

Техническое обслуживание компрессоров

Ежедневно проводятся проверка предохранительных клапанов путем принудительного их открытия под давлением, после закрытия клапан должен сохранять полную герметичность; запись данных в журнале о расходе смазочного масла; проверка работы автодренажа путем открытия вентиля трапа и проверки наличия дренирования; продувка влагомаслоотделителя (автоматическая продувка производится один раз, ручная - два раза в смену); продувка воздухосборников (один раз в смену при наличии влагомаслоотделителя, два раза в смену - при отсутствии последнего); контроль целостности прокладки головки блока цилиндра; наблюдение за работой компрессорной установки.

Не реже одного раза в месяц проводятся проверка внешнего состояния оборудования, правильности работы доступных для осмотра движущихся частей; очистка, промывка клапанов, замена вышедших из строя пружин и пластин; осмотр клапанных коробок (в случае обильного нагарообразования - их очистка); проверка состояния штока и деталей крейцкопфа, а также сальниковых уплотнений; осмотр и очистка маслонасоса и лубрикатора, обратных клапанов в маслопроводе; очистка и промывка масляных и воздушных фильтров; замена загрязненного масла.

Один раз в шесть месяцев проводятся проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью в журнале результатов проверки; очистка воздухосборников, влагомаслоот-делителей, холодильников и нагнетательных воздухопроводов всех ступеней от масляных отложений (способом, не вызывающим коррозию металла); продувка сжатым воздухом в течение 30 мин.

Показания приборов через установленные инструкцией по эксплуатации компрессорной установки промежутки времени записываются в журнал учета работы компрессора.

Так как компрессоры работают, как правило, в автоматическом режиме, рекомендуется определять их среднюю наработку в течение месяца (года).

Типовой объем работ при текущем ремонте

Текущий ремонт компрессоров включает в себя технические осмотры, частичную разборку оборудования с ремонтом и заменой быстроизнашивающихся деталей, а также вскрытие крышек цилиндров, очистку цилиндров и поршней от нагара; замену поршневых колец; проверку состояния подшипников и, при необходимости, их замену; очистку рубашек цилиндров и холодильников от грязи и накипи; регулировку зазоров между сопрягаемыми деталями с доведением их до размеров, предусмотренных инструкцией завода-изготовителя; ремонт маслопо-дачи, чистку и промывку картера; полную замену масла, пере-набивку и ремонт сальников; ремонт или замену запорной арматуры и предохранительных клапанов; ремонт противовесов; проверку и ремонт всех болтовых соединений, их шплинтовку; ремонт и замену всасывающих и нагнетательных клапанов; шлифовку и притирку клапанных гнезд; ремонт установок осушки воздуха; ремонт системы регулирования производительности и аварийной защиты; сборку компрессора, его обкатку.

При выполнении текущего ремонта, а также по результатам проведенных технических осмотров выявляют предельное состояние узлов и деталей компрессора. Учитывая этот фактор, а также количество выполненных ранее текущих ремонтов, капитальный ремонт может быть назначен до предусмотренных планом сроков.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

Капитальный ремонт компрессоров назначается по результатам диагностики их технического состояния, выполненных ранее ТО и текущих ремонтов или в плановом порядке и производится в условиях БПО (ЦБПО). Капитальный ремонт включает в себя операции текущего ремонта, а также полную разборку узлов и механизмов компрессора; промывку, протирку и дефектацию всех деталей; перезаливку всех подшипников скольжения; замену подшипников качения; проточку, шлифовку коренных и кривошипных шеек коленчатого вала; расточку цилиндров, а при необходимости, переопрессовку втулок; замену поршня; проверку поршневого и крейцкопфного пальцев на эллиптичность и конусность, их ремонт или замену; проточку, шлифовку, полировку, а в случае предельного износа -замену штока; ремонт или замену шатуна, проверку его положения по отношению к валу и поршню, устранение перекосов; замену всасывающих и нагнетательных клапанов; разборку маслонасоса и лубрикатора, ремонт или замену их новыми; замену масляных фильтров; ремонт промежуточного и концевого холодильников со вскрытием крышек и заменой трубок, прокладок, крепежных деталей. После ремонта проводят опрессовку и обкатку компрессора.

Нормативы технического обслуживания и ремонта

Периодичность ремонта компрессоров определяется по их фактическому техническому состоянию, а при отсутствии данных - согласно следующим данным.

Периодичность ремонта может быть скорректирована с учетом требований паспортов конкретных типов компрессоров.

Периодичность ....... ТО, мес Т, мес

Компрессоры ......... По 6.3.2    12 (через

4200-5000 ч)

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ, ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

7.1.    НОМЕНКЛАТУРА ОБОРУДОВАНИЯ

В состав вентиляционного и нагревательного оборудования входят центробежные и осевые вентиляторы, электронагревательные установки, отопительно-вентиляционные агрегаты.

Ответственность за организацию технического обслуживания и ремонта вентиляционных систем и электронагревательных установок возлагается на механика и энергетика объекта. Общее техническое руководство и контроль выполнения качественного ремонта установок осуществляют службы главного механика и главного энергетика предприятия.

Вентиляционные и электронагревательные установки обслуживают работники, назначенные приказом, либо специально допущенные лица из ремонтного и дежурного персонала.

7.2.    КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ СИСТЕМ

И ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК

Наряду с обслуживанием и ремонтом установок в плановом порядке при переходе к ТОР по фактическому техническому состоянию необходимо осуществлять контроль безопасности и эффективности их работы. Выполнение ТОР по фактическому техническому состоянию предполагает проведение осмотров оборудования один раз в неделю, замеры вибрации на под-

шипниковых опорах и фундаментных болтах установок переносными виброизмерительными приборами.

Повышенные вибрация и шум вентиляционных установок, нагрев подшипников свидетельствуют о необходимости проведения планового обследования. Проверка эффективности вентиляционных систем должна проводиться в соответствии с графиком, но не реже одного раза в год, а также после капитального ремонта и реконструкции. Проверка эффективности работы установок проводится также в случае отключения насосной по сигналу "повышенная загазованность". Признаки и возможные причины неработоспособности вентиляционных установок приведены в табл. 7.1.

Дефекты и неполадки, выявленные при осмотрах, фиксируют в журнале ремонтной службы как подлежащие устранению при плановом, а при необходимости, неплановом ремонте.

Т а б л и ц а 7.1

Признаки и причины неработоспособности вентиляционных установок

Признак

неработоспособности

Причина

неработоспособности

Повышенная вибрация, шум

Неудовлетворительная центровка Небаланс ротора агрегата

Ослабление крепления фундаментных болтов или болтов крепления корпуса подшипника Неправильно установлены зазоры в подшипниках

Неправильная пригонка соединительных пальцев полумуфт

Нагрузка от присоединенных воздухопроводов передается на кожух вентилятора из-за перекоса и натяга соединительных фланцев Воздухопровод засорен

Повышенный нагрев подшипников

Неправильно установлены зазоры в подшипниках

Недостаточное количество смазки Отсутствие воды на охлаждение подшипников Заедание смазочных колец подшипников скольжения

Плохое качество масла

Стук внутри механизма

Попадание посторонних предметов в корпус механизма

Задевание вращающихся частей о неподвижные

Недостаточное поступление масла в систему принудительной смазки

Засорение всасывающей линии насоса или фильтра

Неправильно установлены зазоры между шестернями насоса и кожухом Недостаточный уровень масла в маслобаке Засорение напорных трубопроводов

По результатам контроля работоспособности установок могут быть внесены изменения в графики проведения плановых ремонтов.

7.3. ТИПОВЫЕ ОБЪЕМЫ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И РЕМОНТУ

Техническое обслуживание

В объем технического обслуживания вентиляционных и электронагревательных установок входят очистка наружной поверхности от грязи и пыли; проверка состояния всех узлов и деталей вентиляционных и электронагревательных установок (подшипников, муфт, шкивов, ременной передачи); подтяжка креплений вентиляторов, ремней, фиксаторов положения дросселей, шиберов и т.п.; проверка исправности виброгасящих устройств и нагревательных элементов; контроль состояния тепловой изоляции нагревательных камер, теплопроводов, коллектора и воздуховодов; контроль наличия и, при необходимости, смазка вращающихся частей вентиляторов.

Текущий ремонт

При текущем ремонте проводятся операции технического обслуживания, а также частичная разборка вентиляционных и электронагревательных установок; замена негодных болтов, фланцев, прокладок, гибких вставок, подвесок, хомутов, кронштейнов; ремонт (замена) и установка насадок, решеток, местных отсосов, сеток, дефлекторов, регулировка их положения и зазоров фиксирующих механизмов; полная очистка воздуховодов и теплопроводов, вентиляторов и других элементов вентиляционных систем; замена дефектных лопаток, подшипников качения и других деталей; балансировка ротора вентилятора; очистка от ржавчины всех подвергшихся коррозии элементов вентиляционных систем и смазка всех механизмов; восстановление окраски и антикоррозионных покрытий в местах повреждения; апробация.

Капитальный ремонт

При капитальном ремонте проводятся все операции текущего ремонта, а также разборка вентиляционных установок; ре-114 монт или замена ротора вентилятора; полный ремонт конструктивных элементов вентиляционных камер и камер кондиционеров с заменой изношенных деталей и узлов; замена поврежденных участков воздуховодов, других комплектующих и конструктивных элементов и узлов вентиляционных систем и систем кондиционирования воздуха вплоть до замены отдельных секций кондиционеров; полная очистка камер, оборудования пылеприемных, пылеулавливающих устройств местных отсосов, укрытий, воздуходувов от пыли, грязи, шлама; покраска оборудования; сборка, апробация отдельных узлов и системы в целом.

7.4. НОРМАТИВЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

Периодичность ремонта вентиляционных и электронагревательных установок приведена в табл. 7.2.

Т а б л и ц а 7.2

Периодичность технического обслуживания и ремонта вентиляционных и электронагревательных установок

Оборудование

Периодичность

ТО, мес

Т, мес

К, лет

Центробежные вентиляторы

1

6

6

низкого и среднего давлений

Осевые вентиляторы

1

6

4

Электронагревательные установ

1

6

4

ки

Кондиционеры

1

6

6

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ И УСТРОЙСТВ

8.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Технологические трубопроводы предназначены для внутри-площадочных операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью.

В состав технологических трубопроводов входят внутри-площадочные нефтепроводы, соединительные детали трубопроводов, запорная, регулирующая и предохранительная арматура, узлы учета и контроля, фильтры-грязеуловители и другие устройства.

В период эксплуатации обслуживающий персонал осуществляет постоянное наблюдение за состоянием наружной поверхности участков трубопроводов, проложенных открытым способом, фланцевых соединений (включая крепеж), арматуры, отводов, тройников и других деталей, антикоррозионной защиты и изоляции, сварных швов дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д.

Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, проводится без снятия изоляции, за исключением тех случаев, когда состояние стенок или сварных швов указывает на наличие дефекта.

Результаты осмотров фиксируются в вахтенном журнале не реже одного раза в месяц.

Трубопроводы, подверженные вибрации, а также опоры и эстакады для этих трубопроводов подлежат обследованию не

реже одного раза в шесть месяцев. Проверяют состояние опор, креплений, уровень вибрации. Значение максимально допустимой амплитуды вибрации (виброперемещения) технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте не более 40 Гц.

Два раза в год при подготовке оборудования НПС к эксплуатации в осенне-зимний и весенне-летний периоды необходимо осуществлять осмотр и техническое обслуживание технологических трубопроводов и устройств. При этом контролируется состояние изоляции и, при необходимости, осуществляется мелкий ее ремонт.

Проверяются исправность опор, креплений; герметичность мест соединений; наличие ограждений и необходимых табличек и надписей; состояние колодцев, хлопушек. Контролируется просадка фундаментов под опоры и устройства, величина просадки или сдвига грунта под трубопроводами, арматурой, емкостями и другими устройствами.

Осуществляется визуальный осмотр мест прокладки подземных трубопроводов и расположения устройства для обнаружения возможных утечек нефти, масел, топлива, воды.

По результатам осмотров и технического обслуживания корректируются планы или осуществляются неотложные ремонтные работы.

Периодически, не реже одного раза в четыре года, проводится ревизия технологических трубопроводов и оборудования.

При ревизии выполняются работы, предусмотренные техническим обслуживанием, а также осуществляется проверка эффективности электрохимической защиты, герметичности вводов трубопроводов в помещения, выборочно контролируются толщины стенок трубопроводов и патрубков оборудования, в том числе подземных, путем частичного вскрытия небольших участков трубопроводов (длиной не менее 2 м).

При обнаружении просадки грунта, смещения трубопроводов и оборудования относительно начального положения контролируется величина напряженно-деформированного состояния материала патрубков насосов, арматуры и другого оборудования.

По результатам выполненных работ уточняются границы дефектных участков трубопроводов и анализируются фактические нагрузки на патрубки.

При необходимости выполняют дополнительные замеры с применением других методов неразрушающего контроля: магнитопорошкового, капиллярного, ультразвукового, акустикоэмиссионного.

По результатам ревизии составляется акт, утверждаемый главным инженером НУ (ЛПДС) и содержащий перечень работ по устранению замеченных дефектов.

Полное техническое обследование технологических трубопроводов с целью определения возможности, условий и срока их дальнейшей эксплуатации осуществляется через 20 лет после ввода в эксплуатацию НПС. Срок каждого последующего обследования определяется по результатам предыдущего, но не реже чем через каждые восемь лет.

Обследование технического состояния технологических трубопроводов осуществляется также в случае, если трубопроводы были нагружены давлением, величина которого превышала допустимое значение, и если техническое состояние трубопроводов не обеспечивает требуемых показателей надежности и безопасности при эксплуатации.

Для оценки надежности проводятся гидравлические испытания технологических трубопроводов. Трубопроводы и оборудование испытываются давлением на прочность и плотность материала и сварных швов.

Давление и режим испытаний устанавливаются в зависимости от срока и параметров эксплуатации трубопровода согласно документам, регламентирующим проведение испытаний на действующем трубопроводе.

По результатам испытаний составляется акт и принимается решение о проведении ремонтных работ.

8.2. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ

Контроль работоспособного состояния технологических устройств осуществляется дежурным персоналом и специалистами при обходе территории и объектов НПС.

Контроль работоспособности оборудования и надежности срабатывания автоматических регуляторов осуществляется оператором по показаниям контрольно-измерительных приборов.

Если значения контролируемых параметров работы технологических устройств изменяются в допустимых пределах, то техническое обслуживание и ремонт указанных устройств выполняются с периодичностью и в объеме, которые представлены в табл. 8.2.

При обнаружении неисправностей оборудование должно быть выведено в ремонт согласно технической документации.

Типовой объем работ по техническому обслуживанию

При техническом обслуживании осуществляются внешний осмотр блока регуляторов давления; контроль за отсутствием утечек; контроль за наличием смазки; проверка и подтяжка контактных соединений; проверка функционирования системы обогрева блока, контроль точности и синхронности срабатывания заслонок с аппаратурой, задающей режим ее работы.

Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте проводятся операции технического обслуживания, а также проверка состояния и очистка поверхности подводящих трубопроводов, задвижек; разборка, осмотр и очистка поверхности регулирующих заслонок; осмотр воздухосборников и очистка их от загрязнений и коррозии; замена сальниковой набивки на каждой стороне вала; покрытие оголенных поверхностей антикоррозионным лаком и окраска; ремонт и замена, при необходимости, регулирующих заслонок, подшипников, пневмолиний, ограждающих устройств; чистка и ремонт шкафа управления; чистка фильтрующих элементов, виброобследование вентиляторов.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

В объем капитального ремонта входят работы текущего ремонта, а также опорожнение трубопровода от нефти (при остановке НПС); вскрытие регулирующих заслонок, дефектация всех узлов и деталей и замена изношенных элементов; очистка прилегающей к заслонке внутренней полости труб от отложений парафина и грязи, ремонт и окраска, при необходимости, площадок обслуживания, приточных и вытяжных вентиляторов, воздуховодов; ревизия технического состояния и проверка работоспособности привода заслонок.

8.4. СИСТЕМА СГЛАЖИВАНИЯ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ ТИПА АРКРОН 1000 ИЛИ УСВД 1220Р

Контроль работоспособности системы сглаживания волн давления

Оценка работоспособности системы сглаживания волн давления (СГВД) осуществляется согласно инструкциям заводов-изготовителей, кроме того, проводится контроль уровня жидкости в разделительной емкости (уровень жидкости считается допустимым, если при давлении в приемном трубопроводе ниже 1,5 МПа (15 кгс/см2) из открытого среднего вентиля потечет антифриз), а также контроль исправности клапанов сброса нефти и подпорного устройства, обеспечивающего прижатие втулок клапанов в закрытом положении.

Если режим работы нефтепровода и другие условия транспорта нефти не изменяются, а уровень нефти в емкости сброса и гашения ударной волны (манифольде) повышается, то необходимо проверить работоспособность клапана сброса нефти. Причиной неисправности клапана могут быть: разрыв камеры (втулки) клапана; разрыв диафрагмы аккумулятора;

уменьшение объема разделительной жидкости (утечки эти-ленгликоля);

чрезмерный приток воздуха (газа) в аккумуляторе. Признаками неработоспособности СГВД являются: уменьшение объема воздуха в системе из-за порыва диафрагм разделительного сосуда и негерметичности воздушных линий и арматуры;

протечка воздуха через контрольные отверстия; отсутствие гарантированного прижатия диафрагм клапанов подпорным устройством;

засорение фильтров перепускных клапанов; отказы в работе насоса системы заправки разделительной жидкостью и компрессора заполнения воздушной полости приемного бака.

По результатам контроля работоспособного состояния система сглаживания волн давления выводится в ремонт (текущий или капитальный).

Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО входят осмотр установки для проверки возможных утечек жидкости, воздуха (газа) и уровня жидкости в разделительном блоке; устранение обнаруженных при ос-120

мотре дефектов, не требующих переключения технологических установок; контроль герметичности дросселирующего клапана.

Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте системы сглаживания волн давления проводятся все операции ТО, а также устраняются все течи в технологических узлах, емкостях, задвижках, воздухопроводах; проводится ремонт или замена неисправных клапанов, пузыря аккумулятора, вентилей; ремонт насоса (компрессора); промывка огневых предохранителей; очистка отстойника разделительной емкости от механических примесей.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте осуществляются все операции текущего ремонта, а также проводятся обследование состояния емкостей сброса и гашения ударной волны, клапанов сброса нефти; обследование и чистка аккумуляторов, разделительного бака, дросселирующего и шарового клапанов, шаровых вентилей, клапана переключения; ремонт насоса (компрессора) разделительной системы; замена, в случае необходимости, игольчатых вентилей и обратных клапанов; замена огневых предохранителей; чистка наружных поверхностей с последующей окраской; проверка срабатывания устройства гашения при имитации внезапного отключения магистральных насосных агрегатов.

8.5. ФИЛЬТРЫ-ГРЯЗЕУЛОВИТЕЛИ

Контроль работоспособности фильтров-грязеуловителей

Система фильтров-грязеуловителей должна иметь в резерве не менее одного исправного фильтра.

Работоспособное состояние системы фильтров характеризуется перепадом давления на фильтре и уровнем вибрации.

При очистке магистрального трубопровода, а также после его ремонта и пропуска диагностических устройств осуществляется непрерывный контроль работоспособности фильтров.

Увеличение перепада давления на фильтре до величины более 0,05 МПа (0,5 кгс/см2) или уменьшение перепада давления до величины менее 0,03 МПа (0,3 кгс/см2) свидетельствует о засорении или повреждении фильтрующего элемента. Перепад давления определяется по показаниям манометров, установленных на входе и выходе каждого фильтра-грязеуловителя. Перепад давления измеряется манометрами класса точности не ниже 1,5 с пределом измерений от 0 до 4,0 МПа (40 кгс/см2).

По результатам диагностического контроля фильтры-грязеуловители выводят в текущий или капитальный ремонт.

Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО входят проверка и устранение утечек нефти во фланцевых и резьбовых соединениях, проверка перепада давления в каждом фильтре.

Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте проводятся проверка герметичности узлов трубопроводов, задвижек; осмотр и очистка фильтров от парафина, грязи и балласта; ремонт или замена дефектных фильтрующих элементов; устранение подтеков нефти на узлах и обтяжка фланцевых соединений; чистка дренажных линий; проверка показаний манометров, проверка технического состояния предохранительного клапана и патрубка-воздушника.

При проведении текущего ремонта осуществляются проверка работоспособности и испытание грузоподъемного устройства (если им оснащен фильтр).

Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте выполняются замена фильтрующих элементов на новые; замена или восстановление задвижек; заварка дефектов корпуса; замена или ремонт ограждающих устройств; восстановление (ремонт) площадок обслуживания; нанесение антикоррозионных покрытий и покраска корпуса фильтра, наземных трубопроводов, ограждающих устройств и площадок обслуживания, восстановление теплоизоляции (если она имеется).

После проведения капитального ремонта, связанного с заваркой дефектов корпуса, фильтр испытывается на прочность и плотность водой давлением 1,33 PN.

Контроль работоспособности предохранительных клапанов

Оценка работоспособного состояния предохранительных клапанов осуществляется дежурным и инженерно-техническим персоналом при оперативном контроле; ревизии при эксплуатации, проведении технического обслуживания и текущего ремонта; проверке на специальном стенде.

Признаками неработоспособности клапана и необходимости выполнения ремонтных работ являются: негерметичность;

утечка среды - пропуск среды через затвор клапана при давлении более низком, чем установочное давление (из-за попадания и задержки на уплотнительных поверхностях посторонних предметов, повреждения уплотнительных поверхностей, нарушения соосности деталей клапана и пр.);

пульсация - быстрое и частое открытие и закрытие клапана (из-за чрезмерно большой пропускной способности, сужения сечения подводящего трубопровода или патрубка);

вибрация (из-за создания высокого противодавления на вы-киде выхлопными трубами с малым радиусом кривизны и узким условным проходом);

отсутствие срабатывания (клапан не открывается) при заданном установочном давлении (из-за неправильно отрегулированной пружины, большой жесткости пружины, повышенного трения в направляющих золотника).

Неработоспособный клапан заменяется новым, отрегулированным на стенде на установочное давление.

Регулировка предохранительных клапанов на давление на-

Т а б л и ц а 8.1

Установочное давление предохранительных клапанов

Установочное давление, МПа

Рабочее давление Рр, МПа

Клапан

при наличии двух систем клапанов (рабочий, контрольный)

при одной системе клапанов (только рабочий)

СО

0,

VI

Рр

Рабочий

Контрольный

Рр + 0,05 Рр + 0,03

Рр + 0,03

0,3 < Рр < 6,0

Рабочий

Контрольный

1,15 Рр

1,08 Рр

1,10 Рр

Рр 6,0

Рабочий

Контрольный

01 СП О рР рР

1,05 Рр

чала открытия - установочное давление производится на специальном стенде.

Установочное давление определяется исходя из рабочего давления в трубопроводе.

Рабочее давление (рр) - максимальное избыточное давление, при котором разрешена эксплуатация трубопровода. При рабочем давлении предохранительный клапан закрыт и обеспечивает класс герметичности, указанный в соответствующей документации на предохранительный клапан (ГОСТ, ТУ, паспорт и пр.).

Если установочное давление предохранительного клапана не оговорено другими нормативно-техническими документами, то его значение принимается по табл. 8.1.

Ревизия и переиспытание клапанов

Ревизия предохранительных клапанов включает разборку клапана, очистку и дефектовку деталей, испытания корпуса на прочность, испытания соединений клапана на плотность, проверку герметичности затвора, испытание пружины, регулировку установочного давления.

Предохранительные клапаны, демонтированные для ревизии, должны быть пропарены и промыты.

При испытании клапанов проводятся ревизия и полный цикл испытаний, оговоренных в нормативно-технической документации на объект и клапан.

Ревизия предохранительных клапанов проводится через 6 мес, переиспытания на стенде - через 12 мес.

Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО предохранительных клапанов входят внешний осмотр; очистка от загрязнений наружных поверхностей; контроль герметичности, пульсации и вибрации.

Типовой объем работ при текущем ремонте

Время проведения текущего ремонта предохранительных клапанов должно совмещаться с их ревизией.

При текущем ремонте предохранительных клапанов проводятся все работы технического обслуживания, устранение неисправностей, выявленных при ревизии, а также проверка давления срабатывания клапана (установочного давления) и контроль пружины и уплотнительных поверхностей сопла золотника.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте проводятся все работы текущего ремонта, а также полная разборка, дефектовка и восстановление изношенных деталей; замена крепежных деталей с неисправной резьбой; притирка уплотнительных поверхностей золотника и сопла; контроль и испытания пружины; сборка, регулировка, переиспытание на стенде и покраска клапанов.

После ремонта при рабочем давлении проводится контроль герметичности затвора клапана, соединений сопла и соединений сопла с корпусом.

Капитальный ремонт предохранительных клапанов рекомендуется совмещать с их переиспытанием.

8.7. СИСТЕМА ОТКАЧКИ УТЕЧЕК

В систему откачки утечек входят запорная арматура, емкость утечек, насосы и технологические трубопроводы. Объемы работ по видам ремонтов всех узлов, кроме трубопроводов, представлены в соответствующих разделах РД.

Типовой объем работ по техническому обслуживанию

При техническом обслуживании трубопроводы системы откачки утечек очищаются (пропариваются) от отложений парафина и грязи, проверяется работоспособность обратных клапанов.

При нарушении герметичности проводятся демонтаж обратных клапанов, разборка и дефектация деталей, сборка и проверка их работоспособности.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте проводятся все работы, предусмотренные при техническом обслуживании, а также для трубопроводов системы откачки утечек предусматриваются вскрытие и замена поврежденных и подвергшихся коррозии участков трубопровода, нанесение изоляции на вскрытые и замененные участки. После проведения работ проверяются герметичность и прочность системы давлением 1,25 рр в течение 15 мин.

8.8. НОРМАТИВЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

Для оборудования технологических систем и трубопроводной арматуры вспомогательных систем НПС ремонтный цикл должен устанавливаться исходя из технического состояния подлежащего ремонту оборудования и систем. Так как капитальный ремонт трубопроводной арматуры, блока регуляторов давления, узла фильтров-грязеуловителей и системы сглаживания волн давления, как правило, проводится при остановке НПС после согласования с диспетчером и руководством предприятия, его рекомендуется совмещать с капитальным ремонтом технологической обвязки НПС или линейного участка магистрального нефтепровода.

Периодичность технического обслуживания и ремонта и нормы трудоемкости их выполнения приведены соответственно в табл. 8.2.

Т а б л и ц а 8.2

Периодичность технического обслуживания, ремонта и диагностического контроля технологических устройств

Устройства

Периодичность

то,

мес

т,

мес

к,

лет

Плановый диагностический контроль

Система сглаживания волн давления

1

36

6

Через 1 мес, при обязательном контроле уровня жидкости 1 раз в сутки

Фильтры-

грязеуловители

1

36

6

Через 1 мес, при обязательном контроле перепада давления 1 раз в сутки и непрерывном контроле во время очистки магистрального нефтепровода, пропуска диагностических приборов и т.д.

Блок регуляторов давления

1

36

6

Через 1 мес

Трубопроводы системы откачки утечек

6

-

6

Через 6 мес

Предохранительные

клапаны

П р и м е ч а н и е. 0 ются техническому об( нию герметичности.

1

)братные

;луживан

6

реви

зия

12

пере

испы

тание

клапан! ию и ре

6

г систем монту 1

Через 1 мес

ы откачки утечек подверга-раз в 2 года или по состоя-

Эксплуатация, техническое обслуживание стационарных установок пожаротушения осуществляются в соответствии с "Базовыми правилами пожарной безопасности для объектов различного назначения и форм собственности", "Правилами пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов", ГОСТ Р 50800, инструкцией по эксплуатации и техническому обслуживанию стационарных систем автоматического пенного пожаротушения.

Ответственность за проведение технического обслуживания установок пожаротушения возлагается на старшего инженера НПС и ответственных за пожаробезопасность объектов. Регламентные работы по техническому обслуживанию, ремонту и ведению эксплуатационной и ремонтной документации осуществляет эксплуатационно-ремонтный персонал. Работы должны проводиться в соответствии с годовым планом-графиком, который может корректироваться в зависимости от результатов контрольных проверок и испытаний систем.

Контрольные проверки и испытания

При эксплуатации стационарных установок пожаротушения необходимо контролировать сохранность запаса огнегасительного вещества; исправность насосов и компрессоров установок пожаротушения; исправность приводов; давление в напорном трубопроводе питательной сети; правильное положение запорной арматуры; состояние пеногенераторов и оросителей, датчиков автоматического и дистанционного пусков, сети распределительных трубопроводов.

Ежедневно должно проверяться давление в системе автоматических установок пожаротушения. Падение давления не должно превышать 0,02 МПа (0,2 кгс/см2) за сутки.

Не реже одного раза в 10 дн. проверяются насосные агрегаты путем пуска на номинальную мощность.

На установках пенного пожаротушения необходимо 1 раз в полгода проверять качество пенообразующих средств. Должен быть в наличии двукратный запас пенообразователя.

Баллоны и емкости установок, масса огнегасительного вещества и давление в которых ниже расчетных значений на 10 % и более, подлежат дозарядке и перезарядке.

Через каждые 6 мес проверяют температуру их срабатывания, давление во внутренних пожарных кранах.

Не реже одного раза в год необходимо:

проводить цикл испытаний всей системы автоматической установки пожаротушения;

при подготовке к зимнему периоду сухотрубы к резервуарам и насосным станциям продувать воздухом через дренажные линии.

Не реже одного раза в три года проводятся гидравлические испытания аппаратов и трубопроводов системы пенного пожаротушения на прочность и пневматические испытания - на герметичность.

Не реже одного раза в пять лет проводятся сплошная промывка, продувка и очистка от грязи и ржавчины аппаратов и трубопроводов.

Результаты проверок и испытаний оформляются актами.

Техническое обслуживание

Техническое обслуживание систем пожаротушения осуществляется не реже одного раза в месяц, при этом проверяются состояние системы пожаротушения; наличие необходимого запаса воды и системы ее подогрева (в зимнее время); отсутствие утечек в пожарной емкости; наличие расчетного количества углекислотных баллонов в помещениях и степень их заполнения углекислотой; состояние пожарных датчиков и сигнализаторов давления, сети разводящих труб с целью выявления следов коррозии, замерзания, устранения прогибов; состояние окраски, фасонных деталей, подвесок.

8.10. ЕМКОСТИ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ

Обслуживание емкостей вспомогательных систем осуществляется согласно графику проведения ремонтов и технических обслуживаний указанных систем.

При техническом обслуживании проводятся проверка герметичности разъемных соединений и целостности основного металла корпуса; подтяжка резьбовых соединений; проверка сальниковых уплотнений и замена прокладок при обнаружении течи; составление дефектной ведомости.

При текущем ремонте выполняются ремонт покрытия и корпуса с применением клеевых соединений или сварки; ремонт оборудования, расположенного с наружной стороны емкости; отсоединение технологических трубопроводов от емкости, установка заглушек; очистка емкости от осадков нефтепродуктов, отложений парафина, коррозионных отложений; дегазация 128 емкости при необходимости проведения сварочных работ; окраска емкости; ремонт протекторной защиты днищ емкости, при необходимости; проверка и ремонт поручней, стоек, лестниц.

При капитальном ремонте выполняются все операции текущего ремонта, а также замена отдельных участков корпуса, днища и кровли емкости; демонтаж, ремонт и монтаж оборудования емкости; покраска.

Помимо периодических ремонтных работ, установленных для вспомогательных систем, необходимо 1 раз в месяц проводить осмотр емкостей.

При осмотре обращают внимание на следующие признаки нарушения прочности и изменения формы емкостей: появление вмятин вследствие образования в емкости недопустимого вакуума или по иным причинам; образование трещин по сварным швам кровли, корпуса, окрайков днища и по прилегающим участкам основного металла; неравномерная осадка емкостей; коррозионный износ и, как следствие, уменьшение толщины листов, утечки нефти; герметичность соединений трубопроводной обвязки емкостей; целостность и отсутствие деформаций элементов крепления к емкостям насосов, клапанов, арматуры и т.д.

С целью оценки технического состояния надземных емкостей через каждые два года проводится их частичная дефектоскопия без вывода емкостей из эксплуатации. При этом выполняются следующие работы: ознакомление с технической документацией; внешний осмотр емкости; измерение толщины стенок корпуса толщиномерами, позволяющими измерять толщину в интервале 0,2-50,0 мм с точностью 0,1 мм при температуре окружающего воздуха от минус 10 до плюс 40 °С; проверка состояния основания и отмостки; составление технического заключения по результатам контроля.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ КОТЛОВ И КОТЕЛЬНО-ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

9.1.    НОМЕНКЛАТУРА ОБОРУДОВАНИЯ

Техническое обслуживание и ремонт рассматриваются для следующего теплотехнического оборудования: котлов водогрейных и паровых, горелочных устройств, топливных емкостей, центробежных насосов, оборудования водоподготовки, экономайзеров водяных, вентиляторов дутьевых, дымососов, оборудования химической очистки воды, на ружных тепловых сетей, нагревательных приборов (радиаторов).

9.2.    ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

Эксплуатация и ремонт котлов, котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов должны отвечать требованиям правил Госгортехнадзора РД 3415-027-93.

Техническое обслуживание котлов и котельно-вспомогательного оборудования осуществляется в процессе работы постоянным оперативным персоналом, а автоматизированных котельных - эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС, про-шедшим обучение по соответствующей программе.

Техническое обслуживание теплотехнического оборудования в зависимости от периодичности, назначения и объема подразделяется на ежесменное, периодическое и сезонное.

Ежесменное техническое обслуживание - это ТО, проводимое в течение рабочей смены.

Периодическое техническое обслуживание - это ТО, выполняемое, как правило, в дневное время через установленные в эксплуатационной документации на каждый вид оборудования значения наработки или интервалы времени. В состав операций периодического ТО входят также и операции ежесменного ТО.

Сезонное техническое обслуживание заключается в дополнительной проверке оборудования перед началом весеннелетнего и осенне-зимнего периодов. Операции сезонного ТО выполняются в процессе проведения очередного периодического ТО, поэтому в состав его входят операции последнего.

Текущий ремонт выполняется эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС или выездными ремонтными бригадами.

Капитальный ремонт выполняется обученным и аттестованным ремонтным персоналом БПО (ЦБПО) или специализированными подрядными организациями, имеющими лицензию на проведение работ по ремонту теплотехнического оборудования.

Котлы и котельно-вспомогательное оборудование после капитального ремонта подвергаются испытанию и апробации в рабочем состоянии.

9.3. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Для контроля фактического технического состояния котельные установки, водогрейные котлы должны быть укомплектованы приборами контроля давления пара, температуры перегретого пара, питательной воды и уходящих газов, расхода пара или воды, расхода топлива, содержания СО в уходящих газах, газового сопротивления котла, давления воздуха перед топочным устройством, а также пробоотборниками для контроля химсостава питательной воды и т.п.

Контролируемые параметры должны находиться в пределах, указанных в режимной карте каждого котла. Режимная наладка котлов, регистрируемых в Госгортехнадзоре, должна проводиться 1 раз в 3 года, не регистрируемых - 1 раз в 5 лет специализированными организациями, имеющими лицензию на этот вид деятельности.

В случаях невозможности поддержания параметров котла в соответствии с режимной картой по решению лица, ответственного за технически исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов, проводится внеочередное техническое освидетельствование. При невозможности самостоятельно определить неисправность приглашается специализированная организация. О внеочередном техническом освидетельствовании оборудования, регистрируемого в Госгортехнадзоре, в обязательном порядке информация представляется в местный орган Госгортехнадзора.

Решение о дальнейшей эксплуатации котлов, сосудов, трубопроводов пара и горячей воды, регистрируемых в органах Госгортехнадзора, принимается в соответствии с Госгортехнадзором на основании заключения об экспертном техническом диагностировании, выполненном специализированным предприятием.

Решение о дальнейшей эксплуатации теплотехнического оборудования, не регистрируемого в органах Госгортехнадзора, принимается комиссией, созданной на предприятиях на основании заключения специализированной организации по результатам экспертного технического диагностирования.

Работоспособность насосов, вентиляторов, дымососов, электродвигателей и арматуры, их остаточный ресурс оцениваются на основании критериев, приведенных в документации по эксплуатации соответствующего оборудования. Техническое обслуживание и ремонт приборов КИП и А проводятся по графику ППР. Фильтры, деаэраторы и т.п. также подлежат обслуживанию по графику ППР.

9.4. НОРМАТИВЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

Периодичность ремонта котлоагрегата (тягодутьевых устройств в том числе) определяется индивидуально для НПС в зависимости от времени наработки котлоагрегата после ввода в эксплуатацию, вида топлива, подготовки воды и т.п. Рекомендуемая периодичность капитальных ремонтов для паровых котлов - 1 раз в 4-5 лет, для водогрейных котлов - 1 раз в 6-7 лет. Периодичность текущего ремонта - через полгода.

Периодичность ремонта котельно-вспомогательного оборудования зависит от его функций в составе котельной установки, конструктивных особенностей и условий эксплуатации (табл. 9.1).

Внутренний осмотр котлов, находящихся в эксплуатации,

Оборудование

Периодичность, мес

К

Т

Оборудование водоподготовки

Фильтры натрийкатионовые и механические

40

12

Фильтры водородкатионовые

24

12

Солерастворители

36

12

Баки гидроперегрузки

72

12

Деаэрационные установки

48

12

Осветители

48

12

Декарбонизаторы

48

12

Сепараторы и расширители непрерыв

Совместно

12

ной и периодической продувки

с котлом

Барботеры

То же

12

Смесители напорные

48

12

Бойлеры

48

12

Оборудование теплообменное

Подогреватели

48

12

Охладители воды, пара и конденсата

24

12

Редукционные установки

12

6

Барботер

В зависимости

от технического

состояния

проводится представителем Госгортехнадзора РК не реже чем через каждые 4 года, а гидравлическое испытание - не реже чем через каждые 8 лет.

Периодичность ремонта котлоагрегатов может быть уточнена в зависимости от режима эксплуатации котлов, что позволяет перейти к системе ТОР по фактическому техническому состоянию.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ СИСТЕМ ВОДОСНАБЖЕНИЯ, КАНАЛИЗАЦИИ И ОЧИСТНЫХ СООРУЖЕНИЙ, ИНЖЕНЕРНЫХ КОММУНИКАЦИЙ

10.1. НОМЕНКЛАТУРА ОБОРУДОВАНИЯ

Рассмотрены вопросы технического обслуживания и ремонта для:

оборудования системы водоснабжения: насосов, артскважин, натрийкатионовых фильтров, бактерицидных установок, емкостей для хозяйственно-производственного запаса воды, запорной арматуры, сетей наружного водопровода;

оборудования системы хозяйственно-фекальной и промышленной канализации: смотровых колодцев, канализационных коллекторов, колодцев с гидравлическим затвором, емкостей сбора промышленных канализационных стоков, дренажных приямков (в том числе лотков для отвода промышленных стоков из помещений насосной), запорной арматуры, канализационных сетей;

трубопроводов горячей воды и пара;

очистных сооружений: септиков, компактных установок типа КУ, песколовок, нефтеловушек, прудов отстаивания, флотационных установок, биологических фильтров, аэротенков.

Все трубопроводы, подлежащие регистрации в местных органах Госгортехнадзора, должны иметь паспорта с техническими характеристиками, в которые эксплуатационным персоналом записываются обнаруженные дефекты и производимые ремонтные работы.

На НПС, как правило, существуют две системы канализации: производственно-ливневая; хозяйственно-бытовая.

Производственно-ливневая канализация относится к категории взрывопожароопасных объектов.

Количество сточных вод, отводимых в канализацию, не должно превышать величины расчетной нормы водоотведения.

Присоединение трубопроводов одной системы канализации к другой не допускается.

Контроль работоспособности

Контроль работоспособности системы канализации включает наружный и внутренний осмотры состояния системы.

Наружный осмотр проводится не реже 1 раза в месяц, внутренний - два раза в год, преимущественно весной и осенью.

При наружном осмотре проводится проверка:

исправности и чистоты смотровых колодцев, наличия и плотности прилегания крышек люков; целостности люков; горловин, скоб и лестниц; герметичности гидравлического затвора; отсутствия газов в колодцах; степени наполнения труб, наличия подпора (затопления), засорений и других нарушений, видимых с поверхности земли; наличия завалов на трассе в местах расположения колодцев и в лотках для отвода промстоков из помещения насосной, а также осмотр емкости, дренажных приямков, дренажных решеток.

При внутреннем осмотре проводятся:

проверка исправности гидрозатвора (проверка или замена прокладок, заделка раструбов гидрозатвора); осмотр внутреннего состояния смотровых колодцев и аварийных выпусков камер, эстакад и переходов коллекторов и каналов; обследование стен, горловин, лотков, входящих и выходящих труб; проверка целостности скоб, лестниц, люков и крышек, наличия пломб; проверка гидравлических условий работы; обслуживание арматуры.

По результатам осмотров и в зависимости от степени повреждений проводится текущий или капитальный ремонт.

Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте системы канализации осуществляются удаление грязи, снега, льда, посторонних предметов из смотровых колодцев, восстановление плотности прилегания крышек люков; очистка дренажной решетки от задержанных сбросов; разборка завалов на трассе и в местах расположения колодцев; восстановление исправности сбросового оголовка канализационного коллектора, при необходимости очистка устья от ила и посторонних предметов; удаление грязи с запорной арматуры, подтяжка сальников.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте системы канализации проводятся ремонт распределительных лотков, шиберов; заделка трещин в колодцах, переукладка горловин или полная переделка колодцев; замена крышек люков; набивка или донабивка сальников запорной арматуры, замена отдельных деталей или полная замена задвижек, покраска; замена неисправной дренажной решетки; зачистка емкости бака накопителя; замена прокладки гидрозатвора; заделка раструбов гидрозатвора; штукатурка колодцев с гидрозатвором; полная или частичная переукладка отдельных участков сети в связи с наметившимися разрушениями или просадками труб.

Профилактические и аварийные очистки системы канализации

Для сохранения расчетной пропускной способности труб и коллекторов системы канализации необходимо осуществлять профилактические и аварийные прочистки канализационной системы от осевших в ней осадков.

Профилактическая очистка канализационного коллектора проводится в соответствии с планом подготовки к зиме. Участки сети, имеющие строительные дефекты и недостаточные уклоны, прочищаются чаще.

Основными способами прочистки труб канализационных сетей приняты следующие:

гидравлический - промывка водой;

гидромеханический - прочистка самодвижущимися, за счет подпора воды, снарядами (резиновыми или металлическими шарами, деревянными цилиндрами, парными дисками);

механический - прочистка с помощью снарядов, проталкиваемых по трубопроводам на тросах с помощью лебедок.

В случае засорения труб, сопровождающегося прекращением работы канализационной сети, необходимо проводить аварийную прочистку сети с помощью гибких валов, проволоки, сборных штанг, промывки водой. Разрушение засорения производится из нижнего сухого колодца с помощью одного из вышеперечисленных приспособлений в зависимости от характера засорений.

10.3. СИСТЕМА ВОДОСНАБЖЕНИЯ

Контроль работоспособного состояния системы водоснабжения

Система водозабора, подачи, распределения и подготовки питьевой воды должна обеспечивать бесперебойное и надежное снабжение потребителей водой, отвечающей требованиям ГОСТ 2874, СанПиН 2.1.4.559-96.

Обслуживание установок по подготовке питьевой воды осуществляется в соответствии с "Правилами технической эксплуатации систем водоснабжения и водоотведения населенных мест".

Эксплуатация и обслуживание артезианских скважин осуществляется согласно инструкции по эксплуатации, которую обязана составить и приложить к исполнительной документации организация, соорудившая артезианскую скважину.

Контроль работоспособности артскважин проводится 1 раз в месяц, при этом осуществляются:

замер эксплуатационного дебита, м3/ч;

замер положений динамического и статического уровней, м; химический и бактериологический анализ воды (1 раз в месяц, если нет специальных указаний органов санитарного надзора);

анализ содержания в воде взвешенных частиц (песка, ила, глины и пр.) не более 2 % (при заметном увеличении содержания - не реже двух раз в месяц).

Признаками неработоспособности артскважины являются: уменьшение дебита; изменение динамического и статического уровня;

ухудшение химических и бактериологических качеств воды. При проявлении одного из выше перечисленных признаков неработоспособности скважин необходимо установить причину и устранить ее.

Причинами уменьшения дебита скважины являются: неисправность насосного агрегата; занос песком водоприемной части скважины; закупорка отверстий фильтра отложениями солей и цементация пор породы вокруг фильтра.

Основными причинами понижения статического уровня в скважине являются:

влияние работы близлежащих скважин;

естественное снижение уровня воды в эксплуатируемом водоносном горизонте.

Ухудшение химических и бактериологических качеств воды может произойти от проникновения в скважину или водоносный горизонт агрессивных или загрязненных вод через устье скважины, по затрубному пространству из вышележащих водоносных пластов, а также из незатампонированных соседних скважин.

Профилактический ремонт и замена изношенных деталей водонасосных установок производятся не реже одного раза в шесть месяцев и не реже одного раза в девять месяцев для водонасосных установок, работающих периодически.

Контроль работоспособного состояния водопровода проводится при наружном осмотре и профилактическом обслуживании системы водоснабжения.

Наружный осмотр трасс водопровода и проверка действия сооружений и оборудования проводятся не реже одного раза в два месяца.

Профилактическое обслуживание системы водоснабжения осуществляется не реже двух раз в год, как правило, в осенний и весенний периоды.

При наружном осмотре проводится проверка водяных насосов (чистка и смазка подшипников, осмотр торцевых уплотнений, проверка затяжки болтов крепления); оборудования арт-скважины (обратного клапана, задвижки, водомера и т.д.); на-трийкатионового фильтра, его герметичности и работы; бактерицидной установки, ее герметичности и работы; емкости, ее герметичности; сетей водопровода (выявление негерметичнос-ти); исправности смотровых колодцев, наличия крышек люков; обследование оголовка водоприемника; состояния самотечных и сифонных трубопроводов путем сопоставления уровней воды в береговом колодце и водоеме (увеличение разности в уровнях и вынос осадка в колодец являются признаками засорения трубопроводов).

На основании результатов наружного осмотра и профилактического обслуживания оборудование системы водоснабжения выводят в текущий или капитальный ремонт.

При текущем ремонте системы водоснабжения проводятся подтяжка торцевого уплотнения, затяжка болтов крепления, центровка водяных насосов; замена эластичных элементов соединительной муфты; подтяжка сальникового уплотнения запорной арматуры артскважины, удаление грязи; устранение негерметичности натрийкатионового фильтра; устранение не-герметичности бактерицидной установки; покраска емкости; удаление грязи из смотровых колодцев, установка отсутствующих крышек люков; устранение негерметичности водопровода, замена отдельных участков трубопроводов в размере не более 20 % протяженности.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте системы водоснабжения проводятся ремонт насоса со вскрытием, разборкой торцевого уплотнения, заменой сальниковых уплотнений, проверкой состояния рабочего колеса и вала, их заменой при необходимости; центровка насоса; набивка сальников, замена отдельных деталей узлов запорной арматуры, очистка и промывка натрийкатионового фильтра; удаление осадков из емкости; смена люков, крышек колодцев водопровода; ремонт ходовых скоб, лестниц, горловин колодцев водопровода; устранение негерметичности водопровода; демонтаж пришедшего в негодность и прокладка нового трубопровода, замена арматуры, фланцев, прокладок сальниковых компенсаторов, замена подвижных и неподвижных опор, полное восстановление антикоррозионного покрытия и термоизоляции, гидравлическое испытание со сдачей местным органам Госгортехнадзора.

10.4. ТРУБОПРОВОДЫ ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ И ПАРА

Контроль работоспособности

Трубопроводы горячей воды и пара, имеющие в течение года сезонный перерыв в работе, ежегодно подвергаются гидравлическому испытанию на давление, равное 1,25 рабочего, а трубопроводы, работающие без перерыва, - один раз в два года.

Плановый контроль трубопроводов горячей воды, незарегистрированных в Госгортехнадзоре, проводится не реже одного раза в два года, при этом осуществляются проверка герметичности сварных швов и фланцевых соединений; осмотр состояния теплоизоляции и антикоррозионного покрытия; регулировка отопительной системы (1 раз в год перед отопительным сезоном или в случае отклонения режима работы системы); проверка плотности прилегания крышек, герметичности арматуры и работы измерительных приборов водоподогревателей.

Трубопроводы пара и горячей воды, зарегистрированные в Госгортехнадзоре, подвергаются техническому освидетельствованию в сроки, предусмотренные правилами Госгортехнадзора.

В случае выявления неисправностей при испытаниях, оперативных и плановых контролях, технических освидетельствованиях трубопроводы горячей воды и пара могут быть выведены в текущий или капитальный ремонт.

Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте проводятся промывка системы трубопроводов; замена отдельных групп радиаторов или ребристых труб, регулировочной арматуры, ремонт сливных и воздушных труб, вантузов и расширительных баков, ремонт теплового пункта.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте проводятся восстановление теплоизоляции и антикоррозионного покрытия; демонтаж пришедшего в негодность и прокладка нового трубопровода; замена арматуры, фланцев, прокладок сальниковых компенсаторов; полное восстановление теплоизоляции и т.д.

После капитального и текущего ремонтов трубопроводы пара и горячей воды должны быть испытаны в объеме, установленном "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды".

10.5. ОЧИСТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ

Контроль работоспособности

Система отвода и очистки сточных вод должна обеспечивать предупреждение отвода с сооружений НПС воды, не отвечающей по своим показателям требованиям "Правил охраны поверхностных вод от загрязнений сточными водами".

Эффективность работы (а также работоспособность) отдельных очистных сооружений или их комплекса контролируется по составу сточных вод и осадков до и после их пребывания на каждом этапе очистки, а также после всего комплекса очистных сооружений. Состав сточных вод и осадков проверяется не реже 1 раза в 10 дн.

Эксплуатация, контроль технологических параметров, обслуживание и ремонт очистных сооружений проводятся согласно инструкциям по эксплуатации, а также СНиП 2.04.0385 и действующим нормативно-техническим документам.

По результатам проведения контроля работоспособного состояния очистные сооружения выводятся в текущий или капитальный ремонт.

10.6. НОРМАТИВЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

Периодичность текущего и капитального ремонта оборудования систем водоснабжения, канализации и очистных сооружений и инженерных коммуникаций приведена в табл. 10.1.

Периодичность ремонта трубопроводов из полиэтиленовых труб, гуммированных и футерованных винипластом, полиэтиленом и фторопластом, приравнивается к периодичности ремонта трубопроводов из стальных труб внутренних и наружных сетей с коэффициентом 0,75.

Т а б л и ц а 10.1

Периодичность ремонта инженерных коммуникаций и очистных сооружений

Сооружения

Периодичность

Т, мес

К, лет

Наружный водопровод и канализация:

24

20

из чугунных труб

из стальных труб

24

15

из асбоцементных труб

12

10

Наружные тепловые сети

12

15

Внутренние сети водопровода, отопления, канализации, горячего водоснабжения и паропроводов:

15

в нормальных условиях

18

в агрессивной среде и при переувлажнении

12

12

Трубопроводная арматура

6

5

Песколовки

12

3

Нефтеловушки

6

2

Пруды отстаивания

12

4

Флотационные установки

24

4

Фильтры

12

3

Аэротенки

12

4

Фильтры глубокой очистки

6

2

ОРГАНИЗАЦИЯ И ПЛАНИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

11.1. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ, ДИАГНОСТИРОВАНИЮ И РЕМОНТУ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

Техническое обслуживание, диагностирование и ремонт электроустановок магистральных нефтепроводов должны проводиться в соответствии с требованиями "Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов", "Правил эксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭП), "Правил устройств электроустановок" (ПУЭ), "Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей" (ПТБ), законодательных актов, Госгортехнадзора и Главгосэнергонадзора, инструкций по эксплуатации конкретного типа электроустановок, действующих руководящих и нормативных документов.

Ответственность за выполнение требований действующих нормативно-технических документов, правильную и безопасную эксплуатацию электроустановок, своевременное и качественное выполнение работ по техническому обслуживанию, диагностированию и ремонту электроустановок несут руководители и ответственные за электрохозяйство предприятий.

Руководство предприятия обязано назначить ответственного за электрохозяйство предприятия.

Ответственный за электрохозяйство - лицо, непосредственно отвечающее за организацию эксплуатации и ремонта

электроустановок, как правило, это главный энергетик, инженер-энергетик или назначенный инженерно-технический работник.

Если ответственный за электрохозяйство структурного подразделения (НПС) не назначен, то ответственность за организацию эксплуатации и ремонта электроустановок в этом подразделении, независимо от его территориального расположения, несет ответственный за электрохозяйство предприятия.

Руководство предприятия обязано принять меры по обеспечению службы эксплуатации и ремонта электроустановок нормативно-технической документацией, контрольно-измерительными приборами, средствами диагностирования, методиками и инструкциями для надежной, безопасной эксплуатации, технического обслуживания, диагностирования и ремонта электроустановок, а также действия персонала НПС во время аварийных и нештатных ситуаций.

Контроль эксплуатационных параметров и исправного состояния электроустановок осуществляется автоматизированными системами управления технологическим процессом (АСУ ТП), а также оперативным персоналом НПС.

Ответственность за организацию, своевременность проведения, качество технического обслуживания, диагностического контроля и ремонта электроустановок несут ответственный за электрохозяйство НПС, начальники соответствующих служб НПС и главные специалисты предприятий.

Общий контроль за выполнением ТОР электроустановок на объектах магистральных нефтепроводов осуществляют главные энергетики предприятий или другие лица, определенные должностными инструкциями.

Персонал НПС подразделяется на следующие категории:

оперативный (дежурный) персонал (оператор, дежурный механик; дежурный электрик или электромонтер, слесарь по обслуживанию механо-технологического оборудования, слесарь КИПиА и пр.);

оперативно-ремонтный или эксплуатационно-ремонтный персонал (далее по тексту оперативно-ремонтный).

Оперативный (дежурный электрик или электромонтер) персонал осуществляет технические осмотры электроустановок, контролирует параметры работы оборудования, фиксирует значения эксплуатационных параметров в журнале и проверяет регистрацию их в системе АСУ ТП в соответствии с должностными инструкциями; проводит оперативные переключения согласно утвержденным технологическим картам и указаниям диспетчера.

При достижении предельно допустимых значений контролируемых параметров или их резком изменении и в соответствии с результатами технического обслуживания, осмотра и оперативного контроля оперативный (дежурный) персонал информирует ответственного за электрохозяйство и старшего инженера НПС о необходимости проведения диагностического контроля.

При выходе значений параметров работы электроустановок за допустимые пределы оперативный персонал контролирует и при необходимости осуществляет аварийный вывод оборудования из эксплуатации или переключение неисправного оборудования на резервное, о чем делает запись в журнале и извещает диспетчера и руководство НПС.

Оперативно-ремонтный персонал НПС проводит техническое обслуживание и диагностический контроль технического состояния оборудования; восстановительные работы в случаях отказа оборудования, подготовку оборудования и рабочих мест для ремонтного персонала ЦБПО или специализированных ремонтных предприятий, привлекается к проведению ремонта.

Ответственность за выполнение оперативного контроля электроустановок, измерение диагностируемых параметров и их обработку, решение задач прогнозирования, сбора данных по отказам и наработкам оборудования, учет издержек на восстановление работоспособности и диагностирование, взаимодействие с другими службами, реализацию технических решений по восстановлению работоспособности оборудования несут старший инженер НПС и ответственный за электрохозяйство НПС.

Оперативный, оперативно-ремонтный персонал и инженерно-технические работники осуществляют контроль технического состояния электроустановок в соответствии с требованиями табл. 11.1 с учетом оперативной ситуации и местных инструкций.

Т а б л и ц а 11.1

Периодичность контроля технического состояния и осмотра электроустановок

Электрооборудование

Должность

Периодичность

Электродвигатели магистральных и подпорных насосных агрегатов и запорной арматуры

Оперативный персонал

Ответственный за электрохозяйство НПС Старший инженер НПС Начальник НПС

Через 2 ч (2 раза в смену - для запорной арматуры)

1 раз в сутки

Через 2 дн 1 раз в неделю

Электрооборудование

Должность

Периодичность

Электроустановки технологических и вспомогательных систем,автоматического пожаротушения и противопожарных средств, системы вентиляции

Оперативный персонал Ответственный за электрохозяйство НПС Старший инженер Начальник НПС

1 раз в смену Через день

Через 2 дн 1 раз в неделю

Открытые и закрытые распределительные устройства

Оперативный персонал Ответственный за электрохозяйство НПС Начальник НПС

1 раз в смену 1 раз в неделю

1 раз в месяц

Электроустановки котельных, тепловых сетей

Оперативный персонал котельной

Ответственный за электрохозяйство НПС Начальник НПС

2 раза в смену 1 раз в неделю 1 раз в месяц

Воздушные линии электропередачи и устройства их молниезащиты

Оперативно-ремонтный

персонал

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в месяц (для НПС),

1    раз в 6 мес (для трассы)

2    раза в год (для НПС), 1 раз в год (для трассы)

Кабельные линии

Оперативный персонал Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в месяц 1 раз в 3 мес

Аккумуляторные батареи

Оперативный персонал Специально выделенное лицо (аккумуляторщик) Ответственный за электрохозяйство НПС

1    раз в смену

2    раза в месяц

1 раз в месяц

Конденсаторные установки

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в месяц 1 раз в 2 недели

Электросварочное оборудование

Оперативно-ремонтный

персонал

Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в месяц 1 раз в 3 мес

Устройства релейной защиты и автоматики

Оперативный персонал Ответственный за электрохозяйство НПС Старший инженер службы РЗА

1 раз в смену

1    раз в месяц

2    раза в год

Устройства заземления и молниезащиты электроустановок

Оперативный персонал Ответственный за электрохозяйство НПС

1 раз в сутки 1 раз в неделю

Здания и сооружения с размещенными в них электроустановками

Оперативный персонал Ответственный за электрохозяйство НПС Старший инженер НПС Начальник НПС

1 раз в сутки 1 раз в неделю

1 раз в 2 недели 1 раз в месяц

Система технического обслуживания и ремонта с учетом фактического технического состояния основывается на проведении профилактических, восстановительных, ремонтных и диагностических работ через интервалы времени или количество пусков (включений), регламентированных нормативнотехнической документацией на оборудование и скорректированных по фактическим показателям надежности, результатам диагностического контроля, а также наработке данного вида электроустановок.

Для системы ТОР по техническому состоянию обязательными являются:

проведение периодического диагностического контроля (обследований) с оценкой работоспособности оборудования и прогнозированием срока дальнейшей безотказной эксплуатации;

выполнение ремонтных работ по результатам диагностических обследований;

ведение нормативной, исполнительной, оперативной (эксплуатационной) баз данных и документации по техническому обслуживанию и ремонту, формирование периодических сводок по наработке оборудования, ведение базы данных по показателям надежности, хранение информации в систему АСУ.

Выполнение приведенных мероприятий является обязательным в первую очередь для того оборудования и систем НПС, которые по условиям безопасности не могут быть допущены к эксплуатации до отказа, а по экономическим критериям - к эксплуатации до ремонта.

Рекомендуемые виды диагностического контроля, ТО и ремонта электроустановок по системе ТОР с учетом технического состояния представлены в табл. 11.2.

Работы, проводимые при техническом обслуживании, диагностировании, ремонте и замене электроустановок НПС, выполняются:

специализированными подразделениями предприятий - выездными ремонтными бригадами (ВРБ) центральной базы производственного обслуживания (ЦБПО) или БПО;

оперативно-ремонтным персоналом НПС (в зависимости от объема ремонтных работ, оперативности их выполнения, наличия и загруженности ВРБ);

сторонними организациями, имеющими лицензию и допуск к ремонтным работам и диагностированию технического состояния электроустановок предприятий магистральных нефтепроводов.

Виды ремонта

Оборудование

Диагностический контроль

ТО

плано

вый

по техническому состоя

Примеча

ние

нию

опера-

тив-

ный

плано

вый

перио

диче

ское

сезон

ное

Т

К

Т

К

Электродвигатели на

+

+

+

+

+

сосов

Электроприводы за

+

+

+

+

+

движек

Воздушные линии

электропередач: на НПС

+

+

+

+

+

+

по трассе

+

+

+

+

+

Силовые кабели 0,4-

+

+

+

+

10 кВ

Трансформаторы на

+

+

+

пряжения и тока

Выключатели:

масляные

+

+

+

+

+

+

воздушные

+

+

+

+

Разъединители, отде

+

+

+

+

+

Совмещать

лители, короткозамы-

с присое

катели, разрядники, предохранители

диненным

оборудова

нием

Электрические аппа

+

+

+

+

+

раты напряжением до 1000 В

Конденсаторные установки

+

+

+

+

Аккумуляторные бата-

+

+

+

+

+

р ей

Электросварочное

оборудование

+

+

+

Устройство РЗА

+

+

П р и м е ч а н и я:

1. Сохранение работоспособности электроустановок, временно выведенных из эксплуатации НПС без выполнения работ по консервации, обеспечивается осмотром и ТО согласно графику ТОР и настоящему Положению.

2. Для не указанных в таблице

электроустановок

проводится

планово-

предупредительный ремонт,

если виды ремонта не

определены другими

нормативными документами.

3. Если периодичность ремонтов по техническому состоянию превышает соответствующее значение межремонтной наработки, указанное в документа

ции на данный вид электроустановки, то выполняются плановые

ремонты

согласно действующей документации.

Анализ изменения контролируемых параметров осуществляется ответственным за электрохозяйство.

Исполнителями планового и непланового диагностического контроля является бригада диагностики (с соответствующей диагностической аппаратурой) ЦБПО (БПО) или оперативноремонтный персонал НПС, имеющий допуск к работе со средствами диагностирования.

Необходимость проведения непланового контроля определяет ответственный за электрохозяйство НПС совместно с оперативным персоналом и по согласованию с диспетчером с учетом возможных изменений режимов перекачки.

Ремонт по техническому состоянию проводится с учетом результатов планового или непланового диагностического контроля и может выполняться по типовому объему работ текущего или капитального ремонта.

Регламентная остановка проводится независимо от результатов последнего диагностического контроля для оборудования, у которого подошел срок регламентных работ (ремонтов, межремонтных испытаний, измерений и других работ, оговоренных в нормативных документах).

Старший инженер и ответственный за электрохозяйство НПС обязаны обеспечить условия для проведения диагностирования электроустановок по графику ТОР, подготовить ремонтный персонал или вызвать бригаду диагностики.

Результатом работы бригады диагностики должно быть заключение о работоспособности или неработоспособности диагностируемых электроустановок.

В случае принятия решения о работоспособности электроустановок бригада диагностики должна дать прогноз о предполагаемом времени работы оборудования без отказа или времени следующего диагностического контроля, довести его до сведения ответственного за электрохозяйство НПС, оформить акт

о результатах диагностического контроля.

В случае принятия решения о неработоспособности электроустановок бригада диагностики должна указать предполагаемые дефекты и причины неработоспособного состояния и совместно с ответственным за электрохозяйство НПС определить объем ремонта.

Ответственный за электрохозяйство НПС должен принять соответствующие меры по восстановлению работоспособности электроустановок или их замене.

Определение сложности и трудоемкости ремонта осуществляется после проведения диагностического контроля и принятия решения о выводе электроустановок в ремонт. Вид ремон-

та (текущий или капитальный) устанавливается по объему работ, а не по периодичности.

Если в объеме ремонта предусматривается разборка оборудования, то бригадой диагностики проводится также контроль тех параметров, оценка которых возможна только при разборке, с последующей коррекцией объема ремонта.

Типовые объемы работ при эксплуатации электроустановок составляются для планирования и определения объема ремонтных и диагностических работ, организации подготовительных работ и определения потребностей в материалах, инструментах и запасных частях, организации работы ремонтного персонала и контроля за расходом средств.

Диагностирование технического состояния электроустановок основывается на сравнении базовых и фактических характеристик электроустановок, полученных за определенный период времени.

Базовыми характеристиками являются характеристики, полученные после монтажа новых (или подвергнутых капитальному ремонту) электроустановок.

Фактическими (текущими) характеристиками являются характеристики, получаемые в процессе эксплуатации электроустановок в данный период времени.

При переходе к техническому обслуживанию и ремонту с учетом фактического технического состояния прежде всего уточняются (а в отдельных случаях и определяются новые) базовые характеристики электроустановок.

11.2. ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ, ДИАГНОСТИЧЕСКОМУ КОНТРОЛЮ И РЕМОНТУ

Для планирования ремонта электроустановок составляются: перспективные графики ремонта основного электрооборудования и воздушных линий электропередачи (ВЛ) напряжением 35-110 кВ;

годовые графики ТОР и диагностического контроля; месячные (квартальные) графики ТОР и диагностического контроля.

Перспективный график ремонта разрабатывается на 5 лет ответственным за электрохозяйство предприятия и служит основанием для планирования трудовых, материальных и финансовых ресурсов по годам планируемого периода.

Годовой график составляется на все виды ремонта оборудования за два месяца до окончания текущего календарного года. График ТОР электроустановок, отключение которых приводит к изменению объемов перекачки нефти или условий передачи электроэнергии, утверждается главным инженером предприятия.

Исходными данными для составления графика ТОР и диагностического контроля электроустановок являются: данные о показателях надежности (в первую очередь наработка на отказ), режимах и условиях эксплуатации; сведения о результатах выполненных диагностических контролей, ТО, ремонтов и испытаний; информация о наработке с начала эксплуатации и фактически отработанном с момента последнего ремонта времени, а также количестве включений (пусков).

При планировании следует учитывать обеспеченность материальными и финансовыми ресурсами, оснащенность контрольно-измерительными приборами и диагностической аппаратурой.

Расчет периодичности диагностических контролей производится с учетом фактически полученных показателей надежности и срока службы оборудования и основывается на величине наработки слабого звена.

На переходном этапе (до получения достоверной информации о Тслз) периодичность диагностических контролей определяется на основании показателей надежности прошлых лет.

11.3. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ

11.3.1. АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ НАСОСОВ

Обеспечение бесперебойного магистрального транспорта нефти в значительной степени определяется как надежностью, так и выбором соответствующих режимных параметров эксплуатации электроприводов основных и подпорных насосов на НПС. В качестве привода насосов на магистральных нефтепроводах применяются асинхронные и синхронные электродвигатели, единичная мощность которых достигает 8 МВт. Известно, что максимальный эффект достигается при эксплуатации оборудования в номинальных режимах.

Анализ режимов работы электроприводов на НПС показал, что они эксплуатируются далеко не в номинальных режимах.

Так, в номинальном режиме синхронные электродвигатели СТД и СТДП должен эксплуатироваться с опережающим cos ф = = 0,9. Однако на узлах нагрузки, имеющих чисто синхронную нагрузку, отсутствует гарантированный переток реактивной мощности и энергосистема не в состоянии использовать ее для регулирования напряжения в питающей линии. Поэтому требованиями энергосистем на большинстве НПС электродвигатели типа СТД и СТДП эксплуатируются с коэффициентом мощности, близким к cos ф = 1,0.

В результате теоретических и экспериментальных исследований установлено, что при эксплуатации электродвигателей типа СТД с коэффициентом мощности cos ф = 1,0 вместо номинального cos ф = 0,9 (опережающего) увеличивается внутренний угол нагрузки 0 двигателя, приближаясь к своему критическому значению. В результате чего ухудшаются условия их статической и динамической устойчивости.

На устойчивость электродвигателей оказывает влияние также уровень напряжения. При кратковременных глубоких посадках напряжения в обмотках ротора возникают значительные по амплитуде токи, действующие как форсировка возбуждения и обеспечивающие сохранение синхронного режима. При напряжении на НПС 10 кВ продолжительность воздействия демпфирующих свойств ротора больше, чем при напряжении 6 кВ и этим объясняются лучшие условия по устойчивости электродвигателей СТД и СТДП на напряжение 10 кВ.

На НПС в настоящее время применяются возбудительные устройства, обеспечивающие форсировку возбуждения при нарушениях динамической устойчивости двигателей СТД. Из различных применяемых на НПС возбудительных устройств наилучшие характеристики имеют тиристорные возбудительные устройства ТЕ 8-320, обеспечивающие закон регулирования тока возбуждения по внутреннему углу нагрузки 0 двигателя.

Проблема устойчивости электродвигателей типа СТД и СТДП может решаться проведением ряда мероприятий по согласованию режимов работы устройства РПН, системы автоматического регулирования тока возбуждения с неконтролируемыми технологическими режимами перекачки нефти.

Контроль качества электроэнергии и энергетических характеристик электродвигателей в отрасли не производится. Качество электроэнергии в сетях переменного тока характеризуется отклонением частоты и напряжения, несинусоидальнос-тью формы кривой напряжения, смещением нейтрали и не-симметрией напряжений основной частоты. Наиболее весомыми для электродвигателей являются показатели частоты и напряжения, которые оказывают значительное влияние на энергетические характеристики электродвигателей и эффективность их эксплуатации. По ГОСТ 13109 допускается отклонение частоты от номинального на ±0,1 Гц и напряжения для электродвигателей от -5 до +10 % от номинального. Однако исследования, проведенные нами в промышленных условиях, показывают, что отклонение частоты выходит за эти пределы и составляет ±0,2 Гц в зависимости от времени суток; повышение частоты тока в ночное время приводит к увеличению подачи насосных агрегатов и в некоторых случаях ведет к дросселированию их напора. Уровень напряжения также не остается постоянным, а изменяется в течение суток, например на некоторых НПС в пределах 9,8-10,6 кВ. Колебания напряжения в течение суток приводят к изменению потребления активной и реактивной мощностей и в итоге к ухудшению энергетических характеристик электродвигателей.

Исследования, проведенные на НПС показали, что на большинстве из них поддерживается повышенное на 5-10 % к номинальному напряжение, а загрузка двигателей по току составляет в = 0,5+0,8, при которых у электродвигателей КПД равен 96-98 %.

Самозапуск электроприводов магистральных насосов - это процесс автоматического восстановления режима их работы после кратковременного исчезновения или глубокой посадки напряжения в сети. Особенностью самозапуска на НПС является участие в нем группы электродвигателей. После исчезновения напряжения или глубокой его посадки на НПС осуществляется групповой выбег находившихся в работе насосных агрегатов. Режим группового выбега агрегатов оказывает основное влияние на формирование волн возмущения давления в трубопроводе. В зависимости от длительности перерыва электроснабжения самозапуск может быть успешным или неуспешным. При успешном самозапуске технологический процесс не нарушается. Неуспешным считается самозапуск, если даже насосный агрегат запустится и выйдет в режим, но возникшее возмущение давления, распространяясь по линейной части, приведет к остановке агрегатов по срабатыванию технологических защит. В результате поочередная остановка насосных агрегатов на всех НПС приводит к остановке всего нефтепровода.

Этим объясняется важность внедрения на всех НПС систем самозапуска насосных агрегатов с учетом реальных технологических режимов.

Известно, что на режим самозапуска оказывают влияние параметры энергосистемы. Кроме этого, для повышения надежности и эффективности оборудования с целью определения режимов самозапуска необходимо учитывать исходный технологический режим и режим переходного процесса системы НПС - нефтепровод, пользуясь уравнением ее энергетического и материального баланса:

2

(11.1)

где i, j, ^ - число оставшихся в работе, останавливающихся и пускаемых насосных агрегатов; Н0 - напор насоса при нулевой подаче; А и в0 - коэффициенты аппроксимации уравнения напорных характеристик магистральных насосов; Q0, N0, -подача и мощность насоса в установившемся (исходном) режиме; Q - текущее значение производительности нефтепровода.

0 = Z/N0; k = ?Q0//ro

2;

0;


(11.2)


Z, ? - коэффициенты аппроксимации мощностной характеристики насоса; v - вязкость перекачиваемой нефти; AZ - разность геофизических отметок конца и начала участка нефтепровода; в, т - коэффициенты режима течения жидкости; I, d - длина и диаметр трубопровода; х - коэффициент пусковой характеристики электродвигателя; Н}- - инерционная составляющая напора.

В исходном режиме на НПС работает i насосных агрегатов. При исчезновении напряжения осуществляется групповой выбег j насосных агрегатов, а после восстановления напряжения происходит групповой самозапуск ^ агрегатов.

Из уравнения следует, что на режим самозапуска кроме параметров энергосистемы оказывают влияние также следующие факторы: конструктивные параметры насоса H0, A, в0, D2, ?, Z, зависящие от коэффициента быстроходности nS; параметры трубопровода I, d, AZ; режимы течения жидкости в насосе и трубопроводе; схема соединения насосов на НПС.

Вопрос охлаждения электродвигателей на НПС до сих пор остается проблемным. Это объясняется тем, что переход к разомкнутому циклу вентиляции привел к ухудшению режимов работы двигателей. Они работают в тяжелых температурных условиях: горячий воздух из двигателя выбрасывается в элект-розал и снова поступает в него. Кроме того, пыль и атмосферная влага, оседая на обмотках электродвигателя, ухудшают свойства изоляции. Система охлаждения электродвигателей в отрасли не унифицирована. Несовершенная система охлаждения приводит к снижению надежности работы оборудования и нефтепровода в целом.

11.3.2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ НАСОСОВ

В промышленных условиях необходимость определения КПД электродвигателей возникает при оценке эффективности эксплуатации насосных агрегатов, определении сроков проведения ТОР и уточнении значений КПД после ремонта ротора, замены подшипников, перемотки статора и т.д.

Перед проведением испытаний по определению КПД электродвигателей в промышленных условиях не обязательно точное знание нагрузки на валу со стороны магистрального насоса. Единственно нужно, чтобы электродвигатель работал в обычном режиме и выполнял свои функции.

Электродвигатель, работающий в обычном режиме, потребляет из сети определенную мощность, которая затрачивается на полезную отдаваемую насосу механическую энергию и на потери в двигателе. Различают: 1) потери в меди статора; 2) потери в стали; 3) потери добавочные; 4) потери в меди ротора; 5) потери механические. Первые три потери можно считать потерями в статоре и две последние - частью энергии, идущей через воздушный зазор в ротор.

Рассмотрим составляющие потерь отдельно.

Потери в меди статора - это потери в обмотках статора. Они изменяются пропорционально квадрату тока статора, т.е. почти пропорционально квадрату нагрузки.

Потери в стали - это постоянные потери, не зависимые от нагрузки. Однако они изменяются пропорционально квадрату магнитного потока в электродвигателе, т.е. пропорционально квадрату напряжения.

Потери добавочные - это общая категория, включающая ряд небольших потерь (от потоков рассеяния статора, от высших гармонических намагничивающих сил статора и ротора, от зубчатости статора и ротора), изменяющихся пропорционально нагрузке. Для электродвигателей мощностью 1000 кВт и выше их можно принять за 0,9 % от отдаваемой мощности при их полной нагрузке.

Потери в меди ротора - это потери в обмотках ротора. Они изменяются пропорционально квадрату нагрузки на валу.

Механические потери можно считать постоянными для большинства электродвигателей. Эти потери состоят из потерь на трение в подшипниках и на преодоление сопротивления воздуха.

Необходимо отметить, что составляющие потерь в стали и добавочных потерь можно найти как в статоре, так и в роторе. Эти потери зависят от частоты. Поскольку мы рассматриваем только рабочий режим, при котором у применяемых на НПС асинхронных электродвигателей скольжение составляет не более 1,0 % и при этом частота тока ротора составляет менее 1 Гц, то эти потери принимаем независимыми от частоты.

Чтобы определить целесообразность измерения КПД электродвигателя на НПС, были проведены испытания электродвигателя, по которому имелись все данные заводского испытания. Затем результаты промышленного испытания сравнивались с данными заводского испытания.

Промышленные испытания проводились на НПС действующего нефтепровода. Испытывался электродвигатель типа СТД-8000-23У4 со следующими данными: мощность 8000 кВт, напряжение 10 кВ, ток статора 527 А, коэффициент мощности

0,9, КПД 97,7 %, напряжение возбуждения 156 В, ток возбуждения 262 А. Нагрузкой электродвигателя является магистральный нефтяной насос типа НМ 10000-210 с ротором на подачу 12 500 м3/ч.

При проведении испытания были измерены: ток статора, ток ротора, напряжение на зажимах электродвигателя, напряжение возбуждения, активная и реактивная мощности. Для чего использовался измерительный комплект К506 класса точности 0,5, который подключался в цепь учета электроэнергии в ячейке ЗРУ данного электродвигателя. Из-за трудностей измерения сопротивления обмоток статора и ротора были использованы данные заводских испытаний, которые пересчитывались на рабочую температуру, замеренную в ходе испытаний. Насосный агрегат эксплуатировался в режиме, отвечающем технологическим требованиям.

В результате испытаний получены следующие данные: ток статора 402 А, напряжение 10,2 кВ, ток возбуждения 91 В, активная мощность 7355 кВт, реактивная мощность 920 квар, средняя температура обмоток 77 °С.

Тип

электродви

гателя

Потери по заводским испытаниям, Вт

КПД, %

механи

ческие

в стали

паспорт

ные

при минимальных значениях параметров

при максимальных значениях параметров

СТ Д-800

4700

5200

96,0

97,4

95,3

СТД-1000

6350

7980

96,3

97,3

95,3

СТД-1250

12 100

8650

96,8

97,0

95,5

СТД-1600

12 550

9500

96,9

97,4

96,1

СТД-2000

12 750

10 000

96,9

97,6

96,5

СТД-2500

21 250

14 500

97,2

97,3

96,3

СТД-3150

23 750

17 750

97,3

97,5

97,1

СТД-5000

29 250

22 500

97,6

97,7

96,6

СТД-6300

55 500

23 500

97,6

87,5

96,7

СТД-8000

64 000

32 000

97,9

97,6

96,7

Сопротивления обмоток, измеренные при заводских испытаниях при температуре 15 °С, составляли для статора 0,047 Ом и для ротора 0,405 Ом. Откорректировав эти значения сопротивлений на 77 °С, вычислили потери в меди статора 28 818 Вт и ротора 12 267 Вт.

Поскольку добавочные потери составляют 0,9 % от полной мощности на выходе, то в данном случае при нагрузке 92 % они равны 66 195 Вт.

Для минимальных и максимальных допустимых значений напряжения, токов статора и ротора, температуры обмоток рассчитаны значения КПД электродвигателей типа СТД. Как показывают расчеты, при эксплуатации данных электродвигателей в условиях НПС значения их КПД практически совпадают с паспортными (табл. 11.3).

Поэтому при оценке эффективности эксплуатации насосных агрегатов на НПС можно пользоваться паспортными значениями КПД, а для точного определения значения КПД электродвигателей в условиях НПС можно пользоваться комплектом К506.

11.3.3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПУТЕЙ УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ЭЛЕКТРОПРИВОДОВ ВЕРТИКАЛЬНЫХ НАСОСОВ

Часто на НПС магистральных нефтепроводов по требованиям энергосистем поддерживается повышенное напряжение. Представляет интерес, как работают в этих условиях асинхронные электродвигатели на НПС.

Анализ энергетических характеристик асинхронных электродвигателей типа ВАО, служащих приводом к вертикальным подпорным насосам, показал, что когда напряжение сети повышено на 10 %, то для электродвигателя ВА0-560:

скольжение ротора уменьшается в среднем в 1,2-1,3 раза, что приводит к уменьшению тока ротора на 10-20 %. Частота вращения при этом увеличивается на 2-5 об/мин;

электрические потери в статоре и роторе уменьшаются примерно на 12 %;

момент на валу электродвигателя с учетом вентиляторного характера нагрузки возрастает в среднем на 0,2-0,5 %, а мощность на валу - на 0,5 %.

Поток статора увеличивается пропорционально напряжению, т.е. на 10 %, что согласно характеристике холостого хода приводит к росту намагничивающей составляющей тока статора на 20-25 %.

Согласно расчету, проведенному для данного типа электродвигателей, полный ток статора уменьшается примерно на

2,5 %.

Потери в стали возрастают пропорционально квадрату напряжения, т.е. на 20 %. Поскольку потери в стали в номинальном режиме составляют около 35 % от суммарных потерь, последние возрастут на 1-2 %. В результате КПД электродвигателя остается практически неизменным.

Реактивная мощность, потребляемая двигателем, возрастает на 14 %, что обусловливает снижение коэффициента мощности от номинального значения до 0,87.

Из изложенного следует, что повышенное на 10 % напряжение на НПС практически не влияет на КПД и скольжение электродвигателя, а следовательно, и на подачу насоса. Однако увеличивается потребление реактивной мощности из сети.

Одной из наиболее часто встречающихся причин неудовлетворительной работы насосных агрегатов, в частности вертикального исполнения, является нагрев выше допустимой температуры верхнего подшипникового узла электродвигателя. Указанный узел включает два подшипника качения, один из которых воспринимает радиальную и частично осевую, другой -основную долю осевой нагрузки, действующей на ротор насоса. Несовершенство конструкции подшипникового узла зачастую приводит к тому, что вся нагрузка воспринимается только одним подшипником, работающим в нерасчетном режиме, что приводит к повышению температуры и срабатыванию защиты по температуре. В этом случае целесообразным является нарезка на валу электродвигателя резьбы с установкой гайки для прижатия подшипников одного к другому, что обеспечивает, как показал опыт эксплуатации электродвигателей типа ВАО вертикальных подпорных агрегатов, более благоприятные условия их эксплуатации.

В соответствии с инструкцией по эксплуатации электродвигателей типа ВАО предполагается применение смазки ЭШ-176. Высокая вязкость этой смазки, особенно при эксплуатации в зимнее время, способствует нагреву верхнего подшипникового узла электродвигателя. Замена упомянутой смазки Литол позволила существенно повысить наработку на отказ по узлу подшипника.

С целью повышения надежности электродвигателей, используемых в вертикальных подпорных агрегатах, институтом ВНИИВЭ была разработана модификация электродвигателя ВАО2-800Ь4 к насосу НПВ 5000-120М, в котором в качестве верхней опоры используется пара подшипников: шариковый радиальный 326 и радиальноупорный с фторопластовым сепаратором 46330Л, причем вместо консистентной смазки, применяемой в серийных электродвигателях, которая не обеспечивает удовлетворительного отвода тепла (что особенно сказывается в летний период при высокой температуре окружающего воздуха) используются жидкие минеральные масла, причем система смазки и охлаждения подшипников выполнена циркуляционной.

Распространенной причиной отказов являются короткие замыкания во вводах электродвигателя. После соответствующей доработки, связанной с разнесением кабелей относительно друг друга и дополнительной изоляцией, отказы, вызванные замыканием, прекратились.

11.3.4. РАЗРАБОТКА ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО ДИАГНОСТИКЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

Для автоматизации выполнения диагностических процедур необходимо формализовать описание объекта контроля и диагностирования .

Современные электродвигатели, применяемые на НПС, -достаточно сложные машины. Их можно описать с различной степенью детализации по уровню характеристик: состоянию их функциональных узлов; режимным параметрам; тепловому и вибрационному состоянию; схеме внешних подключений и внутренних соединений.

Каждый уровень детализации может быть описан соответствующей математической моделью, которая позволила бы легко использовать для обработки ЭВМ.

В качестве модели диагностирования - математического описания поведения исправного электродвигателя и его неисправных модификаций могут быть использованы формализованные модели объекта или его составляющих, т.е. описание электродвигателя в аналитической, графической, табличной или другой форме. В качестве моделей электродвигателя могут быть использованы функциональные и структурные модели.

Если функциональные модели отражают функции электродвигателя относительно рабочих входов и выходов, то структурные модели содержат информацию о внутренней организации объекта диагностирования и его структуре. Структурные модели электромашины используются для поиска дефектов и проверки неисправности с глубиной большей, чем объект в целом. Эти модели сложны и учитывают внутренние и внешние воздействия в электродвигателе.

При необходимости учета различных воздействий со стороны энергосистемы или системы регулирования возбуждением синхронных двигателей могут быть использованы детерминированные и вероятностные модели. Если нет возможности описать модель детерминированными воздействиями, то используются вероятностные модели. Однако эти модели не обеспечивают требуемой точности диагноза.

Наиболее целесообразной и наиболее дешевой для реализации при выборе модели диагностирования электродвигателей магистральных насосов является, по нашему мнению, функциональная диагностическая модель, при использовании которой входные воздействия элементарных проверок определены заранее рабочим алгоритмом функционирования объекта и выбору подлежат только составы контролируемых параметров объекта диагностирования. При таком подходе средства диагностирования, как правило, являются встроенными в объект диагностирования, а сигналы об изменении диагностируемого объекта изменяются при нарушении правильности функционирования электродвигателя. В этом случае для контроля и диагностики электродвигателя могут быть использованы существующие и вновь разработанные датчики режимных электромагнитных и механических величин, характеризующих работу исследуемого электродвигателя, а функциональную модель исправного двигателя легко формализовать с помощью ЭВМ. В данном случае такую модель можно использовать и при диагностировании состояния электродвигателя, так как в результате диагностирования каждый раз определяется не более чем одна характеристика указанного процесса эволюции для текущего момента времени. При таком диагностировании можно получить предисторию (динамику) развития процесса изменения состояния двигателя в прошлом и настоящем. Периодичность работы средств функционального диагностирования должна определяться характеристиками надежности элементов объекта диагностирования, полученными экспериментально по данным завода-изготовителя электродвигателей.

11.3.5. ПАРАМЕТРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПАРАМЕТРЫ И СРОК СЛУЖБЫ ЭЛЕКТРОВДИГАТЕЛЕЙ

По данным завода-изготовителя для электродвигателей типа СТД основными параметрами, влияющими на их надежность в процессе эксплуатации, являются следующие параметры: превышение температуры узлов электродвигателей, включая температуру ротора, статора и их обмоток; параметры, характеризующие состояние изоляции обмоток. При этом регламентируется превышение температуры до допустимых значений 7080 °С и задается импульсная прочность изоляции обмоток в 25 кВ и между витками обмоток в 2 кВ. Регламентируется число пусков и время между пусками электродвигателя. Устанавливается минимальное время технического обслуживания двигателей в 700-800 ч. Предусматривается ремонт электродвигателей через 15 000 ч. Однако эти данные должны учитывать количество и условия нормальных режимов электродвигателей, которые не учитываются в условиях эксплуатации на НПС.

Кроме перечисленных параметров заводом-изготовителем регламентируются показатели надежности щеточного узла для электродвигателей с контактными кольцами на роторе, а также показатели виброактивности узлов электродвигателя.

Анализ показателей надежности узлов электродвигателей в условиях эксплуатации на НПС показывает, что надежность работы электродвигателей зависит от множества факторов, но основное влияние на надежность работы электродвигателей имеют перерывы электроснабжения, глубокие колебания напряжения сети и связанные с этими причинами разрушения изоляции обмоток статора и ротора, отказы в системе возбуждения из-за ненадежности точных узлов или деталей систем бесщеточных возбудительных устройств.

К основным причинам, влияющим на снижение надежности работы электродвигателей, следует отнести также перегрев обмоток, трущихся и вращающихся деталей.

Таким образом, и данные завода-изготовителя, и данные эксплуатации называют основные параметры, которые необходимо контролировать для определения надежной работы электродвигателей.

Такие параметры легко идентифицируются через диагностические параметры, используемые в электротехническом оборудовании, т.е. электрические параметры отклонений тока и напряжения, составляющих этих величин, изменяющихся по амплитуде, фазе, частоте. Кроме электрических параметров важную косвенную интегральную информацию представляют параметры тепловых процессов (температура в стали и меди ротора и статора; температура масла, воды, воздуха), а также шумовые (вибрационные) параметры.

Следовательно, перечисленные параметры в совокупности с диагностическими параметрами, определяющими состояние электродвигателя, могут использоваться для получения диагностических признаков - получения момента появления сигнала относительно опорного сигнала, взятого за эталонный сигнал, или выделения из какого-либо контролируемого сигнала всей совокупности диагностических признаков.

При возможной диагностической модели на лабораторной физической модели электродвигателя нами получены некоторые отклонения диагностических параметров (тока и его составляющих, колебаний линейной скорости, частоты вращения вала двигателя) и косвенных (тепловых и вибрационных) параметров в зависимости от некоторых явных дефектов электродвигателя.

В результате выполненных исследований определено, что в качестве диагностических параметров, возможных для построения диагностической модели электродвигателей, могут быть использованы текущие значения потребляемого тока и его составляющих, напряжения и его несинусоидальности, активной и реактивной мощности, линейной скорости вращения вала двигателя и электромагнитного момента. Эти параметры могут быть использованы и в качестве основных при построении реальной системы диагностирования. Однако в этом случае необходим контроль теплового состояния и уровня вибрации электродвигателей.

При построении диагностической математической модели электродвигателя может быть использована существующая математическая модель синхронного турбодвигателя, позволяющая определять мгновенные значения параметров двигателя.

При анализе эффективности работы электродвигателя необходимо выполнить оценку влияния напряжения на его характеристики с целью определения оптимальных величин регулирования напряжения на шинах РПН. Для конкретного типа двигателя величина регулирования имеет определенное значение и должна учитывать значения токов статора и ротора, напряжение сети и напряжение в обмотке возбуждения, активную и реактивную мощности, загрузку насосов.

Решение этой задачи осуществляется за счет: поддержания оптимальных уровней напряжения на секциях сборных шин вторичного напряжения трансформаторной подстанции;

оптимального распределения потоков реактивной мощности в схеме электроснабжения НПС, обеспечивающего минимум потерь активной мощности и энергии;

поддержания оптимальных уровней напряжения на зажимах электродвигателей насосов.

Дежурный персонал диспетчерских служб РНУ обязан осуществлять периодический (в характерное время суток) контроль за уровнями напряжения в контрольных точках сети и за поддержанием заданных значений реактивной мощности узла нагрузки.

Точками контроля уровня напряжения являются: шины вторичного напряжения подстанций, на которых установлены трансформаторы с РПН, регулируемые вольтдоба-вочные трансформаторы любого типа, батареи статконденса-торов;

зажимы крупных энергоемких электроприемников. Напряжение в контрольной точке определяется для каждого или совокупности нескольких возможных нормальных и аварийных технологических режимов работы НПС один раз в квартал (год и в другие сроки для конкретных условий). Регулирование напряжения осуществляется путем: изменения под нагрузкой коэффициента трансформации трансформаторов;

регулирования возбуждения синхронных двигателей; изменения числа включенных статконденсаторов; изменения тиристорных регуляторов напряжения. Диспетчер, регулируя напряжение, должен добиваться, чтобы во всех контрольных точках уровень напряжения был как можно ближе к заданным расчетным значениям и поддерживался стабильным во времени.

При снижении напряжения в контрольных точках ниже рекомендуемых значений диспетчер обязан:

проверить правильность и при необходимости установить нужное положение РПН;

включить БСК, находящиеся в резерве или обеспечить дополнительную генерацию реактивной мощности синхронными двигателями;

в случае необходимости обратиться к диспетчеру энергосистемы с просьбой о регулировании напряжения на стороне 110— 220 кВ подстанции.

Длительность превышения номинального напряжения на зажимах любой из обмоток трансформатора не должна превышать времени, установленного ПТЭ, ПУЭ или указаний за-водов-изготовителей.

При регулировании напряжения оперативный персонал обязан использовать РПН в автоматическом режиме, при переходе в ручной режим должен поставить в известность диспетчера РНУ.

Для снижения потерь электроэнергии в двигателях, а также при дефиците реактивной мощности коэффициенты трансформации трансформаторов нужно выбрать так, чтобы на вторичной стороне подстанции была возможность поддерживать напряжение в пределах 0,95-1,0 UH.

Устройства автоматического регулирования (автоматического регулирования возбуждением синхронных двигателей, АРН трансформаторов) должны быть включены постоянно в работу.

Потребление реактивной мощности из энергосистемы на границе раздела сетей системы и потребителя должно поддерживаться на уровне, установленном договорными обязательствами между энергоснабжающей организацией и потребителем. При этом необходимо стремиться к режимам минимального потребления реактивной мощности из сетей энергосистемы, которые соответствуют минимуму потерь в схеме энергоснабжения.

Регулирование напряжения в пределах установленных ГОСТ 13109-67 не накладывает ограничений на пуск и самозапуск электродвигателей насосов.

При обслуживании НПС малым количеством дежурного персонала регулирование напряжения и управление потреблением реактивной мощностью должно осуществляться техническими средствами локальной автоматики в общей автоматизированной системе управления НПС.

Обработка результатов измерений на одной из НПС позволило получить статистические зависимости контролируемых величин от напряжения. Анализ этих зависимостей позволяет сделать вывод, что снижение напряжения на шинах для данного двигателя от 5,9 до 6,0 кВ улучшает его электрические параметры.

Проведенные исследования влияния напряжения на характеристики электродвигателей позволило сделать вывод, что оптимальное напряжение различно для каждого отдельно взятого электродвигателя из-за индивидуальных их характеристик.

Исследованиями установлено, что стоимость аварийного простоя находящихся в эксплуатации электродвигателей составляет значительную часть ее первоначальной стоимости.

При анализе основных причин отказов электродвигателей можно выделить следующие факторы: порча изоляции; вибрационные разрушения; отказы в системе смазки; действие высоких температур.

Одной из наиболее частых причин выхода из строя электродвигателей является разрушение изоляции, которое в свою очередь может развиваться за счет воздействия следующих факторов: электрических (дуга при выключении, корона); механических напряжений (вибрация, неравномерный нагрев и т.д.); температурных (тепловые потери в сердечниках, проводниках, диэлектриках); атмосферных.

Система профилактического контроля изоляции в общем случае должна включать в себя техническую диагностику и прогнозирование надежности электродвигателя.

Состояние изоляции характеризуется совокупностью значений параметров, отражающих ее свойства в момент контроля. Процесс профилактического контроля состоит из трех основных этапов: испытаний, оценки состояния изоляции и решения о возможности дальнейшей эксплуатации электродвигателя. Испытания служат для получения информации о свойствах изоляции. Под испытаниями понимаются как приложение испытательных воздействий, так и измерение параметров изоляции или анализ проб.

Оценка состояния изоляции производится сравнением результатов испытаний с нормами, а также с результатом предыдущих испытаний. Оценка общего состояния изоляции проводится с учетом всей полученной информации. Решение о возможности дальнейшей эксплуатации или о необходимости восстановительного ремонта и его срочности базируется на прогнозировании надежности изоляции.

Для электродвигателей, эксплуатирующихся на НПС магистральных нефтепроводов, одним из способов профилактического контроля является периодическое приложение испытательного напряжения, имеющего такой же характер, как и эксплуатационные воздействия, но превышающего их по уровню. Рекомендуется в процессе эксплуатации периодически контролировать состояние изоляции с помощью неразрушающих испытаний. У синхронных электродвигателей типа СТД обмотки статоров имеют изоляцию типа "Монолит", которая не требует сушки (кроме изоляции выводов, которая может быть высушена подачей воздуха от калорифера в зону выводов), но не допускает наличия на ее поверхности сконцентрированной влаги, масел, грязи, которые могут привести к пробою изоляции.

Для контроля состояния изоляции "Монолит" не является характерным коэффициент абсорбции, определяемый как отношение 60-секундного с момента подачи напряжения мегаомметра значения сопротивления изоляции к 15-секундному; если для высушенных машин с микалентной изоляцией этот коэффициент составляет не менее 1,3, то для изоляции "Монолит" его значение находится в пределах 1,0+1,2.

Сопротивление изоляции R^ при сухой изоляции должно быть не менее

R > —^V, МОм,    (11.3)

1000+101

где ин - номинальное напряжение обмотки статора, В; Р -номинальная мощность двигателя, кВА.

Поскольку R60/R15 = 1,0+1,2, то поэтому для контроля состояния изоляции следует сравнивать замеры сопротивлений изоляции с данными заводских испытаний, которые должны быть близки между собой.

В отличие от статора изоляция обмотки ротора гигроскопична и при наличии влаги требует сушки известными способами (внешним нагревом, подачей тока в обмотку ротора при вращении на холостом ходу или в режиме синхронного компенсатора и др.).

Осмотры доступных частей обмоток являются не менее эффективным средством выявления дефектов изоляции, чем испытания и измерения.

Ряд дефектов, вызванных ослаблением креплений лобовых и пазовых частей обмоток статора, может быть обнаружен в начальной стадии развития, т.е. до того, как произойдет значительное повреждение изоляции, только путем осмотра.

При техническом обслуживании и ремонте следует обратить внимание на состояние бандажных креплений, изменение расстояния между стержнями и оценку следов истирания изоляции и защитного покрытия. Особое внимание должно быть обращено на присутствие порошка пыли вблизи прокладок и кронштейнов, свидетельствующего об истирании изоляции и деталей крепления. Цвет порошка желтый при истирании термореактивной изоляции (4АЗМВ, 2АЗМ, 2АЗМП), коричневый - компаундированной (СТД, СТДП). Следует оценить механические повреждения изоляции на широких и узких сторонах стержней деталями крепления обмотки.

При наличии выгнутых стержней следует осмотреть все места, в которых имеются следы прокладок. Признаком истирания на компаундированной изоляции (СТД, СТДП) являются борозды от прокладок, как правило, с равными краями, имеющие следы движения прокладки к ротору. При термореактивной изоляции (АД) любые борозды являются признаком истирания; как правило, в этом случае следы покрыты желтым порошком. Следы истирания могут быть также в местах соприкосновения стержней верхнего и нижнего слоев обмотки.

При оценке запыленности лобовых частей фиксируется цвет пыли и ее расположение. Если пыль красная, бурая или цвета ржавчины, то следует проверить ее магнитные свойства, собрав в бумагу достаточное количество порошка. Источником пыли цвета ржавчины является обычно контактная коррозия активной стали.

При определении источника запыленности следует учитывать направление потока пыли, создаваемого вентиляцией двигателя. Источником запыления статора могут быть: истирающиеся клинья - желтая пыль, истирающаяся термореактивная изоляция стержней - желтая пыль, истирание активной стали - красная бурая или пыль цвета ржавчины.

Особенно тщательно необходимо осматривать стержни в местах выхода из паза. Скопление желтой или коричневой пыли на этих участках может быть признаком истирания изоляции вибрирующими листами активной стали. В случае обнаружения источника интенсивного запыления в пазовой части, причиной которого является истирание стержней, необходимо специально произвести расклиновку пазов, в которых отмечается наиболее интенсивное запыление, и визуально найти места истирания.

При осмотрах следует обращать внимание на следы белого или желтоватого налета в лобовых частях, который образуется из-за интенсивного коронования в промежутке между стержнями разных фаз.

Необходимо внимательно осматривать состояние поверхности лобовых частей с достаточно хорошей подсветкой также на предмет обнаружения следов копоти или дорожек от поверхностных разрядов.

Путем внешнего осмотра удается выявить следы старения и перегрева только компаундированной изоляции. По определению следов старения термореактивной изоляции пока опыта нет. При осмотре следует в первую очередь определить, имеется ли резкое утолщение стержня на выходе из паза, вызванное тепловым повреждением изоляции.

Состояние подшипников скольжения проверяют путем внешнего осмотра и измерения зазоров между шейкой вала электрической машины и верхним вкладышем, между верхним вкладышем и крышкой подшипника, а также зазоров с боков при снятом верхнем вкладыше подшипника.

Создание методов и средств определения работоспособности и поиска неисправности электродвигателей является частью общетехнической проблемы повышения их надежности. Электродвигатели в процессе эксплуатации подвержены непрерывным качественным изменениям.

Вибрация электродвигателей - сложный негармонический процесс. Основные причины вибраций в электродвигателях: механический небаланс ротора, обусловленный эксцентриситетом центра тяжести вращающейся массы; магнитный небаланс ротора, обусловленный электромагнитным взаимодействием между статором и ротором; резонанс, вызванный совпадением критической скорости вала с частотой вращения; чрезмерная игра подшипников; искривление вала; выдавливание масла из подшипников при длительном простое электродвигателя.

Небаланс может быть вызван неправильным монтажом или внутренним дефектом электродвигателя. Особенно нежелателен резонанс опоры. Рекомендуется снимать виброграммы, которые необходимо сравнивать с типовыми виброграммами для выяснения природы вибрации.

Сложнее выявить тепловой дисбаланс, вызванный тепловым искривлением линии вала и приводящий к смещению центра массы ротора.

Определение частоты вибрации также часто помогает выявить ее причину.

Овальность шеек вала вызывает вибрации двойной частоты вращения.

При неправильно выбранном зазоре между шейкой вала и вкладышем происходит "масляное биение". Вал при этом приподнимается гидродинамическими силами, возникающими в масляном клине между валом и вкладышем, и перемещается по замкнутому пути в направлении вращения. Это явление периодически повторяется. Число возникающих при этом колебаний не совпадает с частотой вращения ротора, обычно оно меньше половины частоты вращения ротора. Колебания зависят от частоты вращения вала, величины зазора во вкладыше, массы и гибкости ротора, имеющейся хотя бы незначительной неуравновешенности последнего и от вязкости масла, температуры масла и подшипников. Поэтому, если при повышении температуры масла вибрация уменьшается или совершенно исчезает, то можно с уверенностью сказать, что причиной вибрации является неправильно выбранный зазор между шейкой и вкладышем.

Нарушение соосности электродвигателя и насоса дает вибрацию на первой и второй гармониках оборотной частоты.

В реальных условиях эксплуатации электродвигателей из-за эксцентриситета ротора часто воздушный зазор между ротором и статором оказывается неравномерным, влияя определенным образом на их параметры и характеристики. Повышенную вибрацию может вызвать неравномерный воздушный зазор, если его неравномерность по окружности превосходит 10-20 %.

Сильные вибрации вызывает перекошенный монтаж электродвигателя, когда его опоры установлены по высоте с ошибкой более 0,05 мм. В этом случае нарушается соосность обоих подшипников электродвигателя.

Наиболее сложно выявить причину вибрации при повреждении стержней "беличьей" клетки ротора асинхронного электродвигателя. Они могут вызвать вибрации на частотах первой гармонической оборотной частоты; второй гармонической сетевой частоты.

Подшипники качения электродвигателей можно диагностировать по амплитудно-частотным характеристикам (АЧХ) для виброускорения. При возникновении нарушений в нормальной работе подшипников АЧХ в области частот от нескольких кГц до нескольких десятков кГц идет существенно выше для электродвигателей с нормальными подшипниками.

В отличие от существующих методов контроля исправности подшипников по их температуре, при которых дефект подшипника обнаруживается, когда неисправность достигла уже значительной степени, периодический контроль по виброускорению позволяет выявить возникшие отклонения от нормы на ранней стадии и принять соответствующие меры.

Для диагностирования подшипников необходимо иметь типовые виброграммы для случаев: недостатка смазки; появления инородних примесей в масле; появления рисок на поверхности скольжения.

Основной измеряемой величиной является действующее значение скорости вибрации.

Наиболее адекватное представление о характере возможных дефектов может быть получено при анализе спектров вибрации.

Современная виброизмерительная техника в комплексе с вычислительной техникой позволяет создать методику вибродиагностики, охватывающую как механические, так и электромагнитные источники вибрации.

В качестве одного из дефектов электродвигателя, повреждающего подшипники, является подшипниковый ток. При эксплуатации электродвигателей через их подшипники по разным причинам протекают токи, вызывающие структурные изменения в подшипниках, вплоть до их полного разрушения. В этих случаях подшипники выполняют функции контактов в цепи тока. Токи в подшипниках могут достичь значительных величин, например у электродвигателей типа СТД они составляют 50-60 А. Устранить подшипниковые токи можно восстановлением дефектной изоляции подшипников, размагничиванием вала ротора. В основу исследования могут быть положены различные модели, характеризующие процесс протекания тока в подшипниках: образование дуги при отсутствии металлического контакта между взаимоперемещающимися поверхностями подшипника; искрение при наличии металлического контакта между взаимоперемещающимися поверхностями и т.д. Первая модель применима для подшипников с густой масляной пленкой большой толщины, например для подшипников скольжения, вторая - для подшипников с тонкой пленкой при наличии точечных металлических контактов.

Анализ режимов работы электродвигателей магистральных нефтепроводов показал, что основной причиной выхода из строя асинхронных двигателей является нарушение режима их работы, в частности превышение допустимого числа пусков двигателя; нарушение режимов самозапуска при неявном электромагнитном поле; восстановление напряжения на синхронном электродвигателе, имеющем возбуждение; короткие замыкания на выводах двигателей.

Нарушение режимов работы синхронных двигателей приводит к преждевременному разрушению электрической изоляции их обмоток, дисбалансу и появлению вибро-шумовых эффектов, превышению температуры обмоток и корпусных деталей электродвигателей.

Причины нарушения режимов работы можно разделить на внешние и внутренние.

К внешним относятся: нарушения режимов электроснабжения; коммутационные и грозовые перенапряжения в энергосетях; неисправности аварийной и телемеханической систем автоматики управления энергосистемой и др.

К внутренним причинам относятся: неисправности систем автоматического регулирования возбуждением синхронных двигателей; отказ элементов систем возбуждения; скрытые дефекты монтажа и наладки в послеремонтный период и т.п.

Нарушение режимов работы электрооборудования приводит к отказам электрооборудования. По виду отказов их можно условно разделить на внезапные, вызванные аварийными ситуациями, и постоянные из-за старения электрооборудования.

В настоящее время существуют определенные направления, по которым производятся исследования диагностики электрических машин.

1. Контроль изоляции обмоток электрических машин.

2.    Контроль состояния обмоток.

3.    Контроль состояния магнитопроводов статора и ротора.

4.    Контроль вибраций и шумов при работе насосных агрегатов.

5.    Контроль теплового состояния электродвигателя.

6. Контроль прочности вала и эксцентриситета ротора электродвигателя.

Нарушение режимов работы электродвигателей приводит к появлению всех перечисленных признаков. Поэтому рекомендации по диагностике технического состояния электродвигателей и выбора средств диагностирования только путем изучения их режимов работы можно дать после сравнительного анализа приоритетности совокупности признаков, определяющих состояние электрической машины и позволяющих прогнозировать состояние электродвигателя в любой момент времени.

По изменению режимных параметров электродвигателей и питающей сети можно определять и прогнозировать состояние электродвигателей в процессе их эксплуатации, для чего необходима разработка системы диагностирования электродвигателей магистральных насосов.

Система должна включать датчик режимных параметров электродвигателей на НПС и питающей сети, систему сбора и отработки данных, микро-ЭВМ и управляющее микропроцессорное устройство.

Система диагностирования и прогнозирования технического состояния электродвигателей может быть базирована на существующих и разрабатываемых датчиках, телемеханики и автоматизированной системы управления НПС. Для реализации системы необходимо провести исследования по оптимизации режимов работы электрооборудования на НПС, математическому моделированию возникновения неисправностей электродвигателей, разработке математического обеспечения системы диагностирования и прогнозирования.

Система диагностирования строится на том, что в процессе эксплуатации в зависимости от технического состояния изменяются режимные параметры электродвигателей и питающей сети. В этом случае по составу контролируемых параметров электродвигателя можно диагностировать и прогнозировать техническое состояние его узлов и деталей.

11.3.6. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН

На объектах магистральных нефтепроводов используются:

асинхронные и синхронные высоковольтные электродвигатели в качестве привода основных и подпорных насосных агрегатов (НА);

асинхронные с короткозамкнутым ротором (низковольтные) электродвигатели в качестве привода вспомогательных насосных агрегатов, подъемных механизмов, запорной арматуры и систем НПС (откачки утечек, маслоснабжения, водоснабжения, вентиляции);

генераторы стационарных и передвижных дизельных электростанций.

Техническое обслуживание и ремонт электродвигателей магистральных и подпорных насосов осуществляется по техническому состоянию на основании анализа диагностических работ, наработки, результатов испытаний, с учетом объема работ, изложенных в техпаспорте (инструкции по эксплуатации) на конкретный вид электродвигателя.

Вид ремонта устанавливается ответственным за электрохозяйство с учетом предполагаемого объема работ по результатам диагностирования и нормативов, установленных в технической документации.

Для электродвигателей вспомогательных насосов, вентиляторов и других, а также электроприводов задвижек ТО и ремонт выполняются согласно графику планово-предупредительного ремонта (ППР).

Ремонт взрывозащищенного электрооборудования без нарушения взрывозащищенности может осуществляться оперативно-ремонтным персоналом предприятия, эксплуатирующим оборудование и на которое получено разрешение на ремонт.

Ремонт взрывозащищенного электрооборудования, связанный с восстановлением и изготовлением деталей сборочных единиц, неисправность которых может повлечь за собой нарушение взры-возащищенности электрооборудования, а также ремонт, который в соответствии с ПЭЭП и ПТБ запрещается проводить оперативно-ремонтному персоналу, должен выполняться ремонтными предприятиями (цехами, участками), имеющими лицензию Госгортехнадзора.

Новый электродвигатель (ЭД) после монтажа подлежит испытаниям и обкатке в течение 24 ч.

Электродвигатели магистральных и подпорных насосных агрегатов, вводимые в эксплуатацию после ремонта, подлежат испытаниям и обкатке в течение 8 ч после текущего и в течение 24 ч после капитального ремонтов.

После завершения обкатки определяются базовые характеристики (энергетические, виброакустические, температурные и т.д.) с указанием режима работы (силы тока и мощности), которые сравниваются со значениями, допускающими ввод ЭД в эксплуатацию, а полученные характеристики и измеренные параметры заносятся в базу данных АСУ ТП.

Электродвигатели вспомогательных насосных агрегатов и систем НПС после ремонта подлежат испытаниям и обкатке не менее 1 ч.

Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем технического обслуживания электрических машин (ЭМ) входят операции, выполняемые на машинах до пуска, в период обкатки и при эксплуатации:

наружный осмотр ЭМ, в том числе систем управления, защиты, вентиляции и охлаждения;

визуальная проверка состояния изоляторов; проверка состояния ограждения, контура заземления, крепления к раме (фундаменту);

визуальный контроль герметичности маслосистемы, наличия и состояния (качества) масла, пополнение масла при необходимости;

чистка доступных частей машины от загрязнения и пыли, осмотр, и при необходимости чистка колец, коллекторов, контактов и т.д.;

проверка на отсутствие посторонних шумов; проверка интенсивности искрения в области щеточной траверсы и на контактных кольцах (коллекторе);

проверка состояния элементов соединения двигателя с приводимым механизмом;

подтяжка контактов и креплений; проверка аппаратуры пуска;

визуальная проверка работы приборов контроля температуры подшипников, меди и железа статора, измерения вибрации двигателя;

контроль параметров энергопотребления (мощности, cos ф, тока, напряжения и пр.);

контроль за эксплуатационными параметрами, указанными в инструкциях заводов-изготовителей, в частности за нагрузкой, температурой подшипников, меди и железа статора, обмоток и корпуса, уровнем вибрации и шума.

Дополнительно проводятся следующие операции:

а)    для взрывозащищенных электродвигателей

проверка подсоединения и надежности уплотнения подводимых кабелей, соответствие размеров уплотнительного кольца диаметру расточки ввода;

проверка технического состояния и герметичности вводных коробок и муфт уплотненного ввода;

проверка состояния взрывонепроницаемой оболочки; затяжка креплений болтов, гаек;

б) для электроприводов запорной арматуры проверка крепления электропривода к задвижке; проверка состояния аппаратуры управления;

в)    для синхронных электродвигателей проверка работы системы возбуждения.

Техническое обслуживание генераторов стационарных и передвижных дизельных электростанций проводится согласно технической документации.

Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте асинхронных и синхронных электродвигателей проводятся все операции технического обслуживания, а также:

разборка в необходимом для ремонта объеме с учетом результатов диагностических контролей;

осмотр, очистка и продувка сжатым воздухом обмоток, коллектора, вентиляционных каналов;

проверка состояния и надежности крепления лобовых частей обмоток, устранение выявленных дефектов;

проверка состояния и правильности обозначений выводных концов обмоток и клеммных колодок с необходимым ремонтом;

проверка сопротивления изоляции обмоток и других диагностических параметров согласно ПЭЭП;

осмотр муфты, соединяющей электродвигатель с рабочим механизмом, при необходимости демонтаж и ее замена;

проверка исправности работы и крепления вентилятора и ремонт при необходимости;

проверка износа шеек вала ротора и ремонт "беличьей клетки" при необходимости;

смена фланцевых прокладок и закладка смазки в подшипники качения при необходимости;

замена изношенных подшипников качения; промывка подшипников скольжения и при необходимости их перезаливка;

проверка состояния и замер зазоров между вкладышем и крышкой подшипника;

проверка креплений машины и исправности заземлений; проверка состояния клиньев, крепящих обмотку; ремонт изоляции обмоток, пропитка и сушка; осмотр и проверка работы пусковых устройств электродвигателя;

сборка электродвигателя с испытанием на холостом и рабочем режимах согласно ПЭЭП;

а)    для синхронных электродвигателей зачистка контактных колец;

проверка крепления и регулировка траверсы щеткодержателя щеточного механизма; при необходимости замена и подгонка щеток;

б)    для взрывозащищенных электродвигателей

проверка взрывозащитных поверхностей фланцев и их уплотнений;

проверка сопряжения деталей, обеспечивающих герметичность и взрывозащиту кожуха со станиной, всасывающих воздухопроводов и др.;

контроль взрывонепроницаемых щелей (зазоров) между крышками и корпусом;

текущий ремонт генератора дизельной электростанции проводится в объеме и с периодичностью, указанных в соответствующей документации или с учетом результатов диагностирования;

в)    для электроприводов запорной арматуры

проверка наличия и пополнение смазки в подшипниках электродвигателя;

проверка и подтяжка контактных соединений в подвижных частях привода и силового редуктора;

проверка и восстановление при необходимости изоляции выходных концов обмоток электродвигателя;

проверка состояния уплотнителей, поверхностей и деталей, обеспечивающих взрывозащиту;

ревизия и регулировка путевых (концевых) и моментных выключателей;

сборка и испытания согласно ПЭЭП.

Типовой объем работ при капитальном ремонте без замены обмоток

При капитальном ремонте без замены обмоток (с выемкой ротора) проводятся все операции текущего ремонта, а также: полная разборка двигателя с выемкой ротора из статора; ремонт подшипниковых узлов; проверка изоляции на стояках подшипников; ремонт обмотки статора (при необходимости); проверка (ремонт) расклиновки статорных (роторных) пазов; проверка крепления лобовых частей обмотки статора, целостности бандажей ротора; дефектоскопия ротора;

ремонт ротора: обмоток и контактных колец (для синхронных двигателей) или стержней беличьей клетки (для асинхронных двигателей); балансировка ротора;

проверка крепления центрирующих, стопорных колец, балансировочных грузов;

проверка состояния шеек и дисков (лабиринтов) уплотнения на валу и при необходимости их ремонт;

ремонт воздухоохладителя и элементов системы охлаждения электродвигателей;

покрытие лобовых частей обмоток покрывными лаками, электроэмалью;

проверка (ремонт) проходных и опорных изоляторов, выводных концов (шин);

регулировка расстояния между торцами вала ротора двигателя и вала насоса;

проверка целостности и надежности крепления смотровых стекол, отсутствия трещин и других повреждений; сборка; покраска;

маркировка выводных концов в соответствии с ГОСТ 183; выверка магнитных осей ротора и статора; испытания в соответствии с ПЭЭП.

Типовой объем работ при капитальном ремонте с перемоткой (заменой) обмоток

При капитальном ремонте с перемоткой (заменой) обмоток проводятся все операции капитального ремонта без замены обмоток (с выемкой ротора), а также:

замена обмоток статора (ротора, катушек полюсов) в соответствии с картой технологического процесса;

замена вентилятора, щеточного механизма и других изношенных узлов и деталей (при необходимости); ремонт системы охлаждения; испытания в соответствии с ПЭЭП.

Для взрывозащищенных электродвигателей дополнительно проводится:

полное восстановление элементов взрывозащиты, взрывонепроницаемой оболочки;

гидравлические испытания элементов взрывонепроницаемой оболочки;

обновление маркировок взрывозащиты и предупредительных надписей.

При капитальном ремонте электроприводов запорной арматуры дополнительно проводится замена пришедших в негодность узлов и базовых деталей.

11.4. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

Контроль работоспособности осуществляется:

при техническом обслуживании;

при диагностировании (оперативный и плановый контроль);

до и после выполнения текущего и капитального ремонтов с учетом результатов испытаний в объеме, предусмотренном нормативно-технической документацией.

Контроль работоспособности электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов должен осуществляться контрольно-сигнальной виброаппаратурой (КСА) и другими средствами измерения вибрации, обеспечивающими возможность контроля текущих параметров вибрации. Электрические машины должны иметь предупредительную сигнализацию о выходе параметров за допустимые пределы и обеспечивать автоматическое отключение электродвигателя при достижении предельно допустимого уровня вибрации, температуры, нагрузки и пр.

При отсутствии контрольно-сигнальных средств измерения вибрации допускается осуществлять контроль и измерение величины вибрации портативными (переносными) средствами, соответствующими требованиям ГОСТ 25275, ГОСТ 30296, ГОСТ 12.4.012.

Техническое состояние электродвигателей вспомогательных насосных агрегатов и систем НПС должны контролироваться по общему уровню вибрации с помощью переносной аппаратуры.

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

Общая оценка технического состояния электродвигателей магистральных и подпорных агрегатов по вибрации во время эксплуатации проводится в соответствии с нормами вибрации магистральных насосных агрегатов, представленными в табл. 11.4.

Общая оценка технического состояния электродвигателей вспомогательных насосных агрегатов и систем НПС по вибрации проводится в соответствии с нормами вибрации, представленными в табл. 11.5.

Контроль шума осуществляется по методике измерения шумовых характеристик в соответствии с требованиями ГОСТ 23941, ГОСТ 12.1.026, 12.1.028.

Шумомеры, применяемые для измерения уровня звука, должны соответствовать требованиям ГОСТ 17187, ГОСТ 17168. Для практического применения может быть использован ориентировочный метод определения шумовых характеристик согласно ГОСТ 12.1.028.

При этом измеряются:

уровень звука в контрольных точках;

Т а б л и ц а 11.4

Эксплуатационные нормы вибрации для электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов

Среднее квадратическое значение виброскорости, мм/с

Оценка интенсивности вибрации

Оценка длительности эксплуатации

До 2,8

Свыше 2,8 до 4,5 Свыше 4,5 до 7,1

Свыше 7,1

Отлично

Хорошо

Удовлетворительно, необходимо улучшение Неудовлетворительно

Длительная

Длительная

Ограниченная

Не допускается

Предельно допустимые нормы вибрации для электродвигателей вспомогательных насосных агрегатов и систем НПС

Нормы

вибрации

Высота оси вращения, мм

Режим работы

до 80

от 80 до 132

от 132 до 225

свыше

225

СКЗ виброско

1,12

1,8

2,8

4,5

На холостом

рости, мм/с

ходу

1,8

2,8

4,5

7,1

Под нагрузкой

уровень звукового давления в октавных полосах частот (от

31.5    до 800 Гц) в контрольных точках.

Число точек измерения и расположение датчиков шумомера определяются ГОСТ 12.1.028, технической документацией на конкретный шумомер и условиями эксплуатации диагностируемого оборудования.

Допустимые значения средних уровней звука для машин нормального исполнения с различными способами охлаждения и типами оболочек в зависимости от мощности и частоты вращения приведены в табл. 11.6 по ГОСТ 16372.

После монтажа нового или отремонтированного электродвигателя магистральных и подпорных насосных агрегатов, замены муфты, постановки нового ротора и прочего осуществляется контроль технического состояния под нагрузкой, измеряются и фиксируются базовые значения вибрации, температуры и шума. При этом электродвигатель допускается к эксплуатации при уровне вибрации на подшипниковых опорах не более

4.5    мм/с, а на раме около подшипниковых стояков и лапах подшипниковых стояков не более 1 мм/с. В противном случае считается, что электродвигатель неисправен или его монтаж выполнен некачественно. Необходимо уста новить причины повышенного уровня вибрации и устранить их.

После монтажа нового или отремонтированного электродвигателя вспомогательных насосных агрегатов и систем НПС осуществляется контроль вибрации на холостом ходу. Двига-

Т а б л и ц а 11.6

Допустимые значения средних уровней звука для электродвигателей

Номинальная мощность, кВт

Допустимый уровень звука (в дБА) при частоте вращения, об/мин

1000

1500

3000

550-1100

88-93

89-96

89-96

1100-2200

89-94

89-97

89-97

2200-5500

89-95

89-98

90-98

тель допускается к эксплуатации, если общий уровень вибрации на подшипниках в вертикальном направлении не превышает значений, указанных в табл. 11.4 с оценкой интенсивности вибрации "Хорошо".

Оперативный диагностический контроль осуществляется оператором каждые 2 ч визуально по показаниям контрольносигнальной виброаппаратуры. Регистрацию величины вибрации проводят один раз в смену по каждой контролируемой точке на установившемся режиме (при отсутствии КСА измерения проводят переносными приборами). При этом регистрируется соответствующий режим работы агрегата - подача, давление на входе и выходе насоса, а также сила тока и мощность (при наличии соответствующих приборов).

В объем работ оперативного диагностического контроля входят измерение и регистрация СКЗ виброскорости в вертикальном направлении на каждой подшипниковой опоре и измерение (без регистрации) СКЗ на лапах подшипниковых стояков.

Для электродвигателей вспомогательных насосных агрегатов оперативный диагностический контроль проводится ежесменно. При этом осуществляется визуальный осмотр технического состояния и, при необходимости, измерение вибрации. Измерение и регистрация СКЗ виброскорости в вертикальном направлении на подшипниках проводятся не реже одного раза в месяц.

Плановый диагностический контроль проводится с целью определения вида (типа) развивающегося дефекта и прогноза работоспособности электродвигателя до следующего планового диагностического контроля не реже одного раза в полгода.

В объем планового диагностического контроля входит: измерение СКЗ и спектральных составляющих виброскорости на каждом подшипниковом узле в трех взаимно перпендикулярных направлениях (вертикальном, осевом, поперечном);

измерение СКЗ виброскорости в вертикальном направлении на лапах подшипниковых стояков и рядом с ними на раме; измерение уровня шума электродвигателя; измерение температуры подшипниковых узлов, а также меди и железа статора;

определение остаточного ресурса (построение тренда); регистрация результатов измерения и оценка текущего технического состояния электродвигателей (определение возможности эксплуатации электродвигателя до следующего планового диагностического контроля).

Для электродвигателей вспомогательных насосных агрегатов плановый диагностический контроль допускается проводить только по вибрационным параметрам, т.е. без измерения уровня шума и контроля температуры. При этом предельно допустимые значения вибрации не должны превышать значений, указанных в табл. 11.5 в графе “под нагрузкой”.

Неплановый диагностический контроль проводится с целью определения неисправности электродвигателя в следующих случаях, если:

СКЗ виброскорости превысило 6,0 мм/с в любой из контролируемых точек;

СКЗ виброскорости превысило базовое значение в два раза;

СКЗ виброскорости на лапах подшипниковых стояков превысило 1,8 мм/с;

уровень шума электродвигателя увеличился в большую сторону на 6 дБА относительно базового значения;

температура подшипников увеличилась в большую сторону на 10 °С относительно базового значения при установившемся режиме перекачки.

В объем непланового диагностического контроля входят работы планового диагностического контроля, а также: проверка центровки насосного агрегата;

измерение и анализ вибрации на выбеге (остановке) электродвигателя;

проверка давления масла в маслосистеме; измерение и анализ вибрации в точках, не предусмотренных плановым диагностическим контролем, с целью определения причин повышенной вибрации (в местах крепления рамы к фундаменту, на анкерных болтах, возбудителе и пр.).

По результатам измерения вибрации электродвигателей рекомендуется для каждой контролируемой точки строить график (тренд) изменения СКЗ виброскорости в зависимости от наработки (см. рис. 4.2).

До уровня виброскорости, равной 0,8 от предельно допустимого значения виброскорости, линию тренда можно представить прямой линией, проведенной путем аппроксимации значений вибрации, соответствующие наработке электродвигателей от начала их регистрации. Далее линия тренда, как правило, будет располагаться (возрастать) круче, т.е. под большим углом к оси абсцисс и позволит определить время наступления предельно допустимого значения вибрации при пересечении линии тренда с линией предельно допустимого уровня вибрации.

Для электродвигателей вспомогательных насосных агрегатов и систем НПС значения предельно допустимого СКЗ виброскорости приведены в табл. 11.5. Построение тренда аналогично предыдущему.

Для проведения диагностического контроля используются виброаппаратура с возможностью измерения спектральных составляющих вибрации, шумомеры с возможностью измерения октавных составляющих, приборы, позволяющие определять техническое состояние подшипников качения, приборы для центровки валов и др.

В объем работ диагностического контроля по виброакусти-ческим параметрам и температуре входят измерение и регистрация значений температуры подшипников, вибрации электродвигателей основных и подпорных насосных агрегатов, уровня шума и определение технического состояния подшипников качения.

Объем работ и допустимые значения для различных видов диагностического контроля по виброакустическим параметрам и температуре представлены в табл. 11.7.

Т а б л и ц а 11.7

Объем работ и допустимые значения параметров при диагностических контролях

Вид диагностического контроля

Контролируемый параметр и место измерения

Допустимые значения параметров

Оперативный

СКЗ виброскорости на подшипниковых опорах в вертикальном направлении

СКЗ виброскорости на лапах подшипниковых стояков в вертикальном направлении Температура подшипников

Не более 7,1 мм/с

Не более 1,8 мм/с

Увеличение температуры относительно базового значения не более чем на 10 °С

Плановый

СКЗ и спектральные составляющие виброскорости на подшипниковых опорах в трех взаимно перпендикулярных направлениях

СКЗ виброскорости на лапах подшипниковых стояков и рядом на раме Уровеньшума

Температура подшипников, меди и железа статора

Не более 7,1 мм/с

Не более 1,8 мм/с

Увеличение относительно базового значения на 6 дБА

Увеличение температуры относительно базового значения не более чем на 10 °С

Вид диагностического контроля

Контролируемый параметр и место измерения

Допустимые значения параметров

Плановый

Техническое состояние подшипников качения для электродвигателей типа ВАО и электродвигателей вспомогательных насосных агрегатов и систем НПС

Не более 45 дБ (для прибора типа ИСП-1В)

Неплановый

То же, что при плановом контроле

Дополнительно выполняется: проверка состояния центровки; измерение и анализ вибрации при выбеге; измерение вибраций в точках, не предусмотренных плановым диагностическим контролем

Послеремонтный

П р и м е ч а н г типа СТД. Для принимаются в с

СКЗ виброскорости на подшипниковых опорах в трех взаимно перпендикулярных направлениях (под нагрузкой)

СКЗ виброскорости на лапах подшипниковых стояков и рядом на раме в вертикальном направлении

Техническое состояние подшипников качения для электродвигателей типа ВАО и вспомогательных насосных агрегатов и систем НПС

Температура меди и железа статора при окружающей температуре от 20 до 30 °С

е. Значения температуры указан! электродвигателей других типов ?ответствии с их технической доку

Не более 4,5 мм/с

Не более 1,0 мм/с

Не более 35 дБ (для прибора типа ИСП-1В)

Не более 110 °С

>г для электродвигателей значения температуры ментацией.

11.5. ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ, ДИАГНОСТИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ И РЕМОНТА

Периодичность технического обслуживания, диагностического контроля (ДК) и ремонта определяется из условия наработки на отказ наиболее слабого звена (см. раздел 3.2).

До получения значений наработки слабого звена для определения периодичности ТОР и диагностических контролей электродвигателей магистральных и подпорных насосов рекомендуется пользоваться значениями периодичности ТО, ДК и ремонтов, указанных в табл. 11.8.

Периодичность технического обслуживания, диагностического контроля и ремонта электродвигателей магистральных и подпорных насосных агрегатов

Оборудование

Периодичность, ч

ТО

Планового ДК

Т

К

Электродвигатели синхронные напряжением 6-10 кВ с частотой вращения 3000 об/мин, мощностью, кВт:

800-2000

2500-3200

4000 и выше

Электродвигатели асинхронные напряжением 6-10 кВ с частотой вращения, об/мин:

3000

1000-1500 До 1000 Электродвигатели асинхронные вертикальные типа ВАОВ напряжением 6-10 кВ, мощностью до 2000 кВт, с частотой вращения 1000-1500 об/мин Электродвигатели асинхронные напряжением 0,4 кВ, мощностью свыше 100 кВт, с частотой вращения до 3000 об/мин

П р и м е ч а н и е. П двигателей НПС, наход для проведения ТО, д регламентная остановка кументам (паспортам, т

700-800

700-800

600-700

700-800

700-800

700-800

400-500

700-800

ериодичнос [ящихся по иагностиче согласно [нструкция

2100-3000 или 30 пусков 1800-2100 или 30 пусков 1500-2000 или 30 пусков

1800-2100

2100-3000

3500-4000

1000-1500

3500-4000

ть проведения стоянно в эксп ских и ремон действующим м, ТУ, ГОСТар

4200-6000 или 60 пусков 3500-4200 или 60 пусков 3500-4000 или 60 пусков

3500-4200

4200-6000

7000-8000

2000-3000

7000-8000

работ указана луатации, в д тных работ о нормативно-тех 1, РД и пр.)

15 000-17 000 15 000-17 000 15 000-17 000

15 000-17 000 20 000-21 000 25 000-26 000 10 000-12 000

25 000-26 000

для электро-эугих случаях существляется ническим до-

Периодичность капитального ремонта электродвигателей вспомогательных насосных агрегатов и систем НПС рекомендуется определять по результатам испытаний и техническому состоянию.

Периодичность текущего ремонта электродвигателей масло-системы, подпорных вентиляторов, компрессора, насосов системы отопления и системы пожаротушения, насосов артсква-жины и системы оборотного водоснабжения и т.п. составляет

1 раз в полгода; для электродвигателей камеры регулятора

давления (КРД), вспомогательного маслонасоса, насоса откачки утечек, вытяжного и приточного вентиляторов, системы пенного пожаротушения, насосов системы канализации и хозяйственно-питьевого водоснабжения, промблока, гаража, мех-мастерских - 1 раз в год.

Для электроприводов агрегатных задвижек, задвижек узла учета нефти, узла приема и пуска очистных устройств, фильтров-грязеуловителей, задвижек технологических нефтепроводов, системы пожаротушения, канализации и гашения ударной волны рекомендуется проводить текущий ремонт 1 раз в полгода, а для электроприводов задвижек резервуарного парка, прувера и узла переключения - 1 раз в год.

Периодичность ТО вспомогательных насосных агрегатов и систем НПС принимается в 5-6 раз меньше продолжительности наработки слабого звена на отказ, но не реже установленной в нормативно-технической документации.

Периодичность текущего ремонта электрических машин, которые эксплуатируются не постоянно, корректируется ответственным за электрохозяйство НУ (ЛПДС).

Периодичность технического обслуживания и ремонта генераторов дизельных электростанций определяется исходя из условий эксплуатации, наработки в объеме.

Техническое обслуживание генератора и возбудителя стационарной электростанции проводится через 250-1000 ч наработки в зависимости от типоразмера; передвижной электростанции - через 700 ч наработки.

Текущий ремонт генератора, возбудителя генератора стационарной и передвижной электростанций проводится через 2000-4000 ч наработки, но не реже одного раза в три года.

Капитальный ремонт электростанций проводится в зависимости от технического состояния, определяемого по результатам испытаний и диагностических контролей.

11.6. СИЛОВЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ И ВЫСОКОВОЛЬТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АППАРАТЫ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 110 (150) кВ

К электрооборудованию высокого напряжения относятся: трансформаторы силовые; трансформаторы тока и напряжения; реакторы токоограничивающие; вводы маслонаполненные;

комплектные трансформаторные подстанции (КТП); комплектные распределительные устройства (КРУ); выключатели масляные (ВМ) и их приводы; выключатели воздушные (ВВ) и их приводы; выключатели электромагнитные (ВЭ) и их приводы; выключатели вакуумные (ВВВ) и их приводы.

К аппаратам высоковольтным электрическим относятся: выключатели нагрузки (ВН) и их приводы; разъединители, отделители, короткозамыкатели и их приводы;

разрядники трубчатые и вентильные; предохранители.

11.6.1. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И ВИДАМ РЕМОНТА

В объем работ по техническому обслуживанию входят следующие операции:

осмотр оборудования; контроль режимов его работы;

отключение оборудования в аварийных случаях в соответствии с требованиями ПЭЭП, ПТБ и местных инструкций;

устранение мелких дефектов, не требующих отключения оборудования.

В объем осмотров, проводимых в составе операций технического обслуживания, входят следующие работы:

контроль за показаниями термометров, мановакуумметров;

’-’1 2

контроль за уровнем, температурой379 и цветом380 масла в маслонаполненном аппарате, маслонаполненных вводах, расширителях;

проверка отсутствия течи масла (через фланцы, спускные краны) и состояния маслоочистительных устройств непрерывной регенерации масла, термосифонных фильтров, маслосборных устройств;

контроль состояния креплений, кожухов, уплотнений, кранов;

визуальный осмотр состояния изоляторов (отсутствие пыли, трещин, сколов, разрядов и т.п.) и проверка надежности крепления;

проверка исправности термосигнализаторов; контроль состояния шин, ошиновок и кабелей; проверка отсутствия признаков нагрева контактных соединений и шин;

осмотр и проверка состояния заземления; проверка наличия и состояния противопожарных средств; проверка наличия ограждения, предупредительных плакатов, надписей, защитных средств и знаков исполнения (должны быть выделены отличительной краской);

проверка исправности сигнализации указательных реле; проверка состояния пробивных предохранителей у трансформаторов с низкой стороны.

При осмотре также следует проверить:

а)    для трансформаторов тока и напряжения отсутствие следов перегрева токоведущих частей и магни-

топровода;

отсутствие вытекания изоляционной массы, исправность цепей вторичной коммутации;

б)    для реакторов токоограничивающих отсутствие в бетонных колонках трещин и сколов; состояние креплений колонок изоляторов и контактных зажимов;

целостность лакового покрытия бетонных колонок; исправность изоляции витков, отсутствие их деформации и замыкания между собой;

в) для электромагнитных и масляных выключателей, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей

состояние приводов, контактов, демпферных устройств, отключающих пружин;

необходимый объем масла в полюсах и в масляном буфере (для ВМ);

состояние лебедки и тросов для спуска бака (ВМ); состояние ножей, дугогасительных систем; полноту включения ножей, отсутствие их перекоса; надежность крепления к сооружению или конструкции; состояние блок-контактных узлов, розеточных и рабочих контактов и устройств;

состояние изоляции, чистоту межфазных изоляционных перегородок (очистить при необходимости);

г)    для вакуумных выключателей

состояние выключателя, привода, контактных элементов (при снятой крышке привода);

д)    для трубчатых и вентильных разрядников

внешний осмотр;

проверка состояния поверхности рязрядника; длину и размер внешнего искрового промежутка между подвижным и неподвижным электродами, при необходимости отрегулировать;

показания регистраторов срабатывания и их состояние; крепление разрядника;

измерение сопротивления элементов вентильных разрядников, отключаемых на зимний период;

е)    для комплектных трансформаторных подстанций состояние высоковольтного и низковольтного оборудования

подстанции;

состояние коммутационной аппаратуры распределительных щитов;

исправность блокировочных устройств;

наличие и исправность электроизмерительных приборов;

ж) для распределительных устройств (РУ) во взрывоопасных зонах

отсутствие изменений или отклонений от обычного состояния электрооборудования при эксплуатации; степень коррозии, покраску труб, крепление; отсутствие люфта в местах присоединения труб и кабелей к оборудованию (разрешается проверка покачиванием), наличие заглушек на неиспользованных вводах; крышки фитингов и коробок должны быть завернуты до отказа;

исправное состояние вводов проводов и кабелей в электрооборудовании;

целостность стекол смотровых окон и светильников; исправность приточно-вытяжной вентиляции и наличие избыточного давления воздуха в помещениях с электрооборудованием нормального исполнения, блок-боксах регуляторов давления, гашения ударной волны, электрозалах;

наличие всех предусмотренных конструкцией болтов и крепящих элементов;

отсутствие на электрооборудовании пылеобразования, брызг и капель;

наличие порядкового номера на электрооборудовании; состояние поверхностей взрывозащищенного электрооборудования;

отсутствие трещин, сколов, вмятин на оболочке; наличие уплотнительных прокладок для электрооборудования с видом взрывозащиты "повышенная надежность против взрыва";

целостность уплотнения;

наличие пломб.

Результаты осмотра состояния отдельных частей и деталей оборудования трансформаторных подстанций и распределительных устройств записываются в эксплуатационном (оперативном) журнале с указанием дефектов, обнаруженных во время осмотра.

В объем текущего ремонта входят работы, выполняемые при ТО, с устранением всех выявленных дефектов и кроме того:

а) для масляных и сухих трансформаторов напряжением 35-110 кВ

выявление и устранение дефектов, поддающихся ликвидации на месте;

чистка, проведение дефектации узлов и деталей; удаление загрязнения из расширителя и доливка трансформаторного масла при необходимости; чистка изоляторов;

подтяжка всех болтовых соединений и чистка контактных соединений;

проверка целостности мембраны, выхлопной трубы и пробивного предохранителя;

проверка, разборка и чистка маслоуказателя (при необходимости ремонт);

проверка спускного крана и уплотнений, болтов уплотнений;

проверка состояния переключателя напряжения переключателя напряжения (при необходимости ремонт); чистка и ремонт охлаждающих устройств; измерение сопротивления изоляции обмоток до и после ремонта;

проверка газовой защиты; испытание трансформаторного масла; ремонт подключающего устройства;

испытание в соответствии с ПЭЭП и нормами испытаний;

б) для трансформаторов масляных (ТМ) и сухих (типа ТСЗ) напряжением 6-10 кВ

выявление и устранение мелких дефектов; подтяжка болтов крепления вводов, ошиновки, крышки (ТМ);

отбор проб масла на химанализ, замена силикагеля, регулирование уровня масла и доливка (ТМ);

проверка состояния обмоток, панели для переключения (ТСЗ);

продувка сухим воздухом, чистка, прозвонка стяжных шпилек (ТСЗ);

проверка надежности контактных соединений паек и заземлений, подтяжка болтовых соединений (ТСЗ);

протирка вводов, крышки, корпуса, маслоуказательных стекол (ТМ);

восстановление расцветки фаз; испытание в соответствии с ПЭЭП;

в)    для трансформаторов тока и напряжения (35-110 кВ) проверка фундамента, заземления, вертикальности установки; снятие (осмотр) и очистка расширителя;

чистка изоляторов;

разборка, чистка, проверка работы маслоуказателя; проверка мегаомметром обмотки на обрыв и соединение с корпусом;

ремонт коробки зажимов; чистка фарфоровых изоляторов;

проверка состояния и обтяжки контактов и болтовых соединений;

зачистка контактов и перезапрессовка наконечников; сушка изоляции (обмоток);

проверка и ремонт присоединений шин первичной и проводов (кабелей) вторичной цепи;

проверка заземляющих болтов и шунтирующих перемычек; отбор проб и регулировка уровня масла;

удаление продуктов коррозии, окраска металлических поверхностей кистью;

испытание в соответствии с ПЭЭП;

г) для трансформаторов тока и напряжения (6-10 кВ) выявление дефектов, проверка крепления трансформатора к

конструкциям;

расшиновка трансформатора, отсоединение выводов вторичной коммутации;

проверка обмоток на обрыв;

проверка состояния вводов высокого и выводов низкого напряжения, при необходимости установка новых;

проверка уровня масла (доливка при необходимости); проверка состояния бака, подтяжка болтовых соединений; проверка исправности фарфоровых изоляторов, при необходимости замена;

зачистка, смазка контактных поверхностей, подсоединение выводов вторичной коммутации;

удаление продуктов коррозии, окраска;

в) для реакторов токоограничивающих

ремонт бетонных колонок, обтяжка крепежных болтов и контактных зажимов, при необходимости их замена;

измерение сопротивления изоляции витков относительно болтов крепления и при необходимости замена опорных изоляторов;

ремонт ошиновки;

проверка состояния обмоток и ремонт изоляции витков; проверка крепления опорных изоляторов, чистка, при необходимости замена;

восстановление лакового покрытия;

испытание в соответствии с ПЭЭП и нормами испытаний;

е)    для масляных выключателей

проверка состояния вводов, контактной системы; чистка без вскрытия дугогасительных устройств; проверка состояния маслоспускных пробок, маслоуказате-лей, при необходимости чистка;

чистка фарфоровых изоляторов и армировочных швов; проверка состояния опорных и проходных изоляторов (для выключателей серии ВМГ, МГГ);

проверка состояния изоляционных перегородок, тяг, рычагов траверс и штанг (для серии ВМП, МГГ);

проверка состояния маслоотделителей, осмотр выхлопных клапанов газоотводов;

проверка состояния и работы привода и приводного механизма;

чистка и мелкий ремонт (при необходимости) демпферных устройств и ячейки масляного выключателя;

смазка подъемного троса, ролика и лебедки (типа МКП -35 кВ);

подтяжка контактов в местах присоединения ошиновки к токовым зажимам;

регулирование уровня масла;

замена масла в горшках малообъемных масляных выключателей (при необходимости); чистка, смазка;

измерение переходного сопротивления контактов; проверка состояния рамы, заземления выключателя; опробование выключателя и привода на надежное включение и отключение;

испытание в соответствии с ПЭЭП и нормами испытаний; восстановление расцветок фаз, наименований;

ж)    для воздушных выключателей выявление дефектов;

проверка расхода воздуха на включение и отключение, измерение сброса давления, спуск воздуха;

измерение сопротивления токоведущего контура;

чистка головок, выхлопных козырьков, изоляторов, фланцев, крепления контактных зажимов, осмотр, смазка; ремонт дутьевого клапана пневматического блока; проверка состояния шкафа управления, агрегатного шкафа; чистка бака, осмотр, проверка состояния уплотнения, спускных клапанов;

замена дефектных болтов, обтяжка гаек крепления, смазка шпилек;

заполнение воздухом; покраска;

проверка работы многократным включением и отключением; испытание в соответствии с ПЭЭП и нормами испытаний; и) для электромагнитных выключателей ревизиями ошиновки, осмотр;

проверка состояния защитного кожуха, изоляционных перегородок (частей), при необходимости мелкий ремонт; проверка состояния междуфазовых тяг; очистка выключателя (протирка ветошью); проверка состояния контактной системы; проверка состояния привода и приводного механизма; проверка состояния рамы выключателя; испытание в соответствии с ПЭЭП;

установка защитного кожуха на место, проверка крепления выключателя и привода к раме;

проверка на надежное включение и отключение; восстановление расцветок фаз, наименований; к) для вакуумных выключателей чистка и замена дефектных изоляторов;

измерение и регулировка хода подвижной части приводного механизма;

очистка вакуумных дугогасительных камер корпуса, изоляционных тяг и смазка трущихся частей привода;

проверка исправности дугогасительных систем (типа ВВВ); проверка работы блокировки, при необходимости регулировка момента срабатывания вспомогательных контактов и зазоров в механизме блокировки;

проверка и подтяжка крепежных соединений;

проверка работы многократным включением и отключением;

окраска ошиновки и металлоконструкций;

испытание привода в соответствии с ПЭЭП и нормами испытаний;

л) для разъединителей и выключателей нагрузки (6-10 кВ) выявление дефектов;

проверка состояния привода, шарнирных и болтовых соединений;

проверка опорных и поворотных колонок, блокировки, ножей, устройства заземления (для разъединителя типа РЛН);

проверка состояния подвижных и неподвижных контактов выключателя нагрузки;

разборка дугогасительной камеры, очистка от копоти, при необходимости замена вкладышей и коробок (ВН);

очистка деталей изоляторов, армировочных швов, смазка подшипников (типа РЛН);

подтяжка болтовых соединений;

проверка последовательности включения и отключения главных и дугогасительных контактов (ВН); регулировка электрооборудования и привода; измерение переходного сопротивления контакта (типа РЛН);

м) для остальных выключателей нагрузки, разъединителей, отделителей, короткозамыкателей выявление дефектов;

чистка всех узлов разъединителя и сборки изоляторов и шин, осмотр, устранение перекоса ножей и очистка от окиси (нагара) поворотных колонок, смазка подшипников; проверка пружин;

проверка состояния, крепления и плавности вращения изоляторов, ошиновки; подтяжка болтовых соединений;

смазка, регулировка, устранение мелких дефектов привода и приводного механизма; покраска; регулировка;

проверка заземления разъединителя и сборки; проведение установленных измерений вторичной цепи несколькими контрольными включениями и отключениями; н) для вентильных разрядников очистка;

испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП и нормами испытаний;

проверка крепления, регулирование угла наклона по отношению к вертикальной оси;

зачистка наружных контактов; исправление армировки;

восстановление защитного эмалевого покрытия;

проверка заземления;

п) для трубчатых разрядников

проверка расположения зон выхлопа трубчатых разрядников;

ревизия разрядников;

проверка и измерение внутреннего диаметра, дугогасительного канала, внутреннего и внешнего искровых промежутков;

испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП и нормами испытаний;

р) для предохранителей

проверка целостности, соответствия схемам и проектным данным, действующим нагрузкам и нормам;

замена плавких вставок и токоограничивающих сопротивлений (при необходимости);

проверка и регулировка плотности вжима контактной части; зачистка окислившихся или замена обгоревших контактов; проверка целостности армировочных швов; проверка прочности крепления арматуры к фарфоровому телу опорного изолятора;

с) для заземлителей (типа ЗОН)

проверка состояния контактной системы опорных изоляторов, тяги, привода, рабочего ножа, крепления заземления, осмотр;

смазка, регулирование; покраска, опробование.

При капитальном ремонте выполняются в полном объеме работы текущего ремонта, а также основные и дополнительные работы. Дополнительные работы выполняются по мере необходимости и не при каждом капитальном ремонте.

В объем капитального ремонта входят следующие основные работы:

а) для масляных и сухих трансформаторов 35-110 кВ381 слив масла из бака;

демонтаж электрических аппаратов, переключателя напряжения и бака расширителя;

отсоединение выводов от катушек;

ремонт переключателей, расширителя, выхлопной трубы, охлаждающих и маслоочистительных устройств;

очистка и промывка бака расширителя сухим маслом; выемка сердечника из бака, разболчивание и расшихтовка, верхнего ярма магнитопровода, при необходимости с распрес-совкой и снятием катушек для замены их или ремонта обмоток низкого и высокого напряжения;

сушка и пропитка обмоток, при необходимости переизоли-ровка стали магнитопровода;

ремонт магнитопровода, при необходимости замена обмоток; установка катушек высокого и низкого напряжения на стержни магнитопровода, присоединяющих швеллеров и изолирующих планок, расклиновка обмоток;

установка сердечника в бак, монтаж крышки, выводов катушек, переключателя, расширителя, выхлопной трубы;

ремонт маслоочистительных и охлаждающих устройств; ревизия и ремонт бака с промывкой его маслом, заполнение трансформатора маслом, отбор проб масла и проверка уплотнений на герметичность;

проверка контрольно-измерительных приборов, сигнальных и защитных устройств;

испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП; наружная окраска;

б) для масляных и сухих трансформаторов (6-10 кВ) расшиновка, выявление дефектов;

слив масла из бака;

отсоединение и демонтаж арматуры, вводов, привода переключателя, воздухоосушителя; вскрытие активной части; предварительное испытание изоляции;

ремонт бака, крышки, переключателя масляного трансформатора типа ТМ;

ремонт активной части, при необходимости опрессовка обмоток;

сушка активной части (ТСЗ);

ремонт радиаторов, предохранительной трубы, расширителя, вводов, воздухоосушителя (ТМ); установка активной части в бак; заливка масла (ТМ); ремонт кожуха (ТСЗ);

сборка трансформатора, установка вводов и соединение отводов;

испытание в соответствии с ПЭЭП и нормами испытаний; покраска, нанесение расцветок фаз, диспетчерских наименований;

установка термосигнализатора с подключением контрольного кабеля; ошиновка;

в)    для трансформаторов тока и напряжения разболчивание маслоспускных отверстий, слив масла в емкость;

разборка трансформатора - разболчивание, снятие, осмотр и очистка расширителя (35 кВ);

проверка состояния и ремонт ввода; перемотка катушек (в случае необходимости); проверка коэффициента трансформации; разборка, очистка, ремонт маслоуказателя (35-150 кВ); проверка уплотнений, притирка, сборка кранов (35150 кВ);

проверка и промывка маслом магнитопровода и обмоток, при необходимости их замена;

сушка обмоток (35-150 кВ) с магнитопроводом (6-10 кВ); сборка трансформатора;

заполнение трансформатора маслом, отбор проб (35150 кВ);

установка ввода (6-35 кВ); проверка правильности работы;

испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП и нормами испытаний; окраска;

а также дополнительные работы замена блока трансформатора (осмотр, расшиновка, демонтаж блока, проверка состояния монтируемого блока, монтаж блока, ошиновка (35-150 кВ); замена масла в трансформаторах (внешний осмотр, слив и заполнение маслом, вакуумирование, измерение сопротивления изоляции, регулирование уровня масла, чистка поверхности трансформатора (35-150 кВ); замена ввода высокого напряжения (6-10 кВ);

г) для трансформаторов и трансформаторных подстанций во взрывозащищенном исполнении

проверка состояния блокировок; проверка элементов взрывозащиты, оболочек; покрытие взрывозащищенных поверхностей тонким слоем консистентной смазки ЦИАТИМ-202, ЦиАТИМ-203;

д)    для реакторов токоограничивающих

замена отдельных бетонных колонок и витков, крепежных болтов и зажимов;

измерение сопротивления изоляции обмотки относительно анкерных болтов, при необходимости реактор просушить;

испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП и нормами испытаний;

покрытие реактора лаком;

е)    для масляных выключателей расшиновка, выявление дефектов;

измерение сопротивления постоянного тока токоведущего контура каждого полюса;

слив масла из бака, полюсов (гасительных колонок выключателей типа МГГ), чистка бака;

ремонт маслоуказателей, маслоспускных пробок, баков, кранов, вводов, чистка (для ВМ на напряжение 35-110 кВ); разборка выключателя и его полюсов; проверка состояния изолирующих цилиндров; ремонт дугогасительных камер, очистка от нагара; ремонт или замена неподвижных и подвижных контактов, их центровка и установка;

проверка состояния шунтирующего сопротивления (типа МКП-110 кВ);

ремонт механизмов расцепителя, пружинного буфера, корпуса, механизма ручного отключения, электромагнитного привода;

ремонт изоляторов, маслоотделителей, газоотводов, клапанов;

ремонт приводного механизма и привода; ремонт электронагревающего устройства (МКП); сборка выключателя и его полюсов;

регулирование контактов и приводного механизма выключателя, снятие характеристик;

заливка масла в полюса, отбор пробы (35-110 кВ); ошиновка;

испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП и нормами испытаний; покраска;

а также дополнительные работы - замена опорного, проходного изолятора (ВМГ-10; ВМП-10; МГГ-10); замена катушки выключающего соленоида, сушка масла цеолитами (МКП);

ж) для воздушных выключателей установка настилов для ремонта (35-110 кВ); расшиновка, внешний осмотр;

ремонт гасительных камер, опорных частей, шкафов управления, резервуаров, распределительного шкафа; проверка крепления;

испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП и нормами испытаний; ошиновка;

а также дополнительные работы - ремонт опорных колонок, изоляторов; поднятие шинных спусков, сборка токоведущей цепи, минуя выключатель; для выключателей серии ВВН-110, 154 гидравлическое испытание изоляторов отделителя, камеры и внутренних полостей; поднятие шинных спусков, сборка токоведущей цепи, минуя выключатель; замена опорного изолятора; покраска;

и) для электромагнитных выключателей расшиновка, выявление дефектов; ремонт дугогасительных камер; ремонт подвижных и неподвижных контактов; проверка и ремонт цилиндров воздушного поддува; сборка контактной системы, регулирование; ремонт приводного механизма и привода; ремонт проходных и опорных изоляторов; регулирование выключателя, привода; измерение переходного сопротивления контактов; испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП и нормами испытаний;

проверка состояния катушек; ошиновка;

регулирование выключателя, привода; покраска выключателя, шин;

а также дополнительные работы - замена проходного и опорного изоляторов; переборка керамических пластин, дугогасительного устройства;

к) для вакуумных выключателей отсоединение от шин; разборка;

замена вакуумных дугогасительных камер; ремонт блокировки;

ремонт и смазка привода подшипниковых и шарнирных устройств;

сборка аппарата и привода;

регулировка приводного механизма и контактов; испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП;

л) для выключателей нагрузки разъединителей, отделителей, короткозамыкателей расшиновка, осмотр;

ремонт головок с механизмом подъема и опускания ножа; ремонт рабочих и главных ножей; ремонт головок механизма поворотных контактов; ремонт поворотных и опорных колонок; ремонт привода и приводного механизма; контрольная подтяжка болтовых соединений; ремонт целей вторичной коммутации и наладка световой сигнализации;

регулировка;

покраска;

ошиновка;

проверка состояния крепления;

испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП и нормами испытаний;

а также дополнительные работы - ремонт заземляющих ножей; замена изоляторов и отдельных участков шин; замена болтовых и контактных соединений;

м) для трубчатых и вентильных разрядников демонтаж и полная разборка разрядника;

удаление оплавленного конца стержневого электрода (в трубчатых разрядниках), регулировка его длины (замена в случае необходимости);

чистка кольцевого электрода;

ремонт гасительной камеры, замена вилитовых дисков при необходимости (в вентильных разрядниках); чистка и ремонт выхлопного устройства; восстановление лаковой изоляции; сборка и монтаж разрядника; проверка герметичности;

испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП и нормами испытаний;

н) для предохранителей (свыше 1000 В)

испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП и нормами испытаний;

п) для заземлителей (типа ЗОН) расшиновка, осмотр;

ремонт опорных изоляторов, контактной сети, рабочего ножа, тяги привода;

измерение переходного сопротивления контактов; проверка крепления;

испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП; покраска;

опробование путем 5-10-кратных операций включения и отключения.

Для комплектных трансформаторных подстанций и распределительных устройств типовые объемы работ включают в себя соответствующие объемы работ по ТО, текущему и капитальному ремонтам оборудования и аппаратуры, рассмотренные в настоящем разделе и входящие в том или ином составе в комплект этих подстанций и РУ. В типовых объемах работ указаны типы оборудования, на которые распространяется данная операция.

11.6.2. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Работоспособность    электрооборудования    контролируется

при периодических осмотрах, плановых диагностических кон-тролях, испытаниях, ремонтах.

Требования к оборудованию и выполняемым работам регламентируются положениями действующих ПУЭ, ПЭЭП, ПТБ, норм испытания электрооборудования (РД 34.45-51.300-97), нормативных документов по диагностированию, а также приводятся в инструкциях заводов-изготовителей и в "Методических указаниях по диагностике развивающихся дефектов по результатам хроматографического анализа газов, растворенных в масле силовых трансформаторов", "Методических указаниях по определению расхода коммутационного ресурса выключателей при эксплуатации" и т.п.

Оптимальное сочетание требований, содержащихся в НТД, определяется для каждого предприятия по следующим критериям:

надежность электроснабжения;

экономичность (оборудование, имеющееся в резерве, позволяет отодвинуть сроки испытаний и ремонтов).

Надежность работы электрооборудования зависит от состояния изоляции токоведущих частей. Основные признаки ее неработоспособности, требующие вывода силовых трансформаторов из работы: сильный неравномерный шум и потрескивание внутри трансформатора; ненормальный и постоянно возрастающий нагрев трансформатора при номинальных нагрузке и охлаждении; выброс масла из расширителя или разрыв диафрагмы выхлопной трубы; течь масла с понижением уровня ниже уровня масломерного стекла; резкое изменение цвета масла (на несколько баллов); наличие сколов и трещин на изоляторах, появление следов их перекрытия.

Основным способом оценки работоспособности и выявления дефектов аппаратов высокого напряжения является комплексное опробование, при котором проводятся проверки и измерения, характеризующие готовность электрооборудования к работе.

При опробовании выключателя проводятся измерения времени включения и отключения, а также разновременности замыкания и размыкания контактов, проверка работы приводов (напряжение срабатывания электромагнитов и т.п.). Правильность регулировки и функционирования узлов определяют по осциллограмме выполнения рабочих циклов. Высокий нагрев токоведущих частей является следствием дефектов контактных соединений и обнаруживается путем контроля их температуры.

Контроль работоспособности предохранителей осуществляется одновременно с присоединенным электрооборудованием. Плавкие предохранители проверяются при плановых ремонтах на их соответствие номинальным параметрам защищаемого электрооборудования.

Техническое состояние разъединителей определяется работоспособностью изоляторов (на поверхности глазури не должно быть трещин и сколов площадью более 1 см2), токоведущих частей, приводного механизма и каркаса. Регулировка разъединителей должна обеспечивать попадание подвижных ножей в неподвижные контакты без ударов и перекосов, нож не должен доходить на 5 мм до основания неподвижного контакта.

Применение методов и средств диагностирования (безраз-борного определения технического состояния) позволит персоналу располагать точными данными о техническом состоянии электрооборудования и безошибочно определять время его ремонта или замены.

Применение диагностирования позволяет проводить ремонты электрооборудования с учетом его технического состояния, то есть только в тех случаях, когда износ узлов и деталей достигает значений, при которых дальнейшая работа может привести к отказу и будет экономически нецелесообразной.

11.6.3. ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ, КОНТРОЛЯ И РЕМОНТА

Осмотр трансформаторов без их отключения согласно ПЭЭП проводится в следующие сроки:

главных понижающих трансформаторов и силовых трансформаторов собственных нужд - 1 раз в сутки;

остальных трансформаторов и трансформаторных подстанций - 1 раз в месяц.

Кроме того, 1 раз в месяц проводится осмотр аппаратов в ночное время на предмет отсутствия разрядов и свечения контактов.

Трансформаторы и аппараты высокого напряжения во взрывоопасных зонах не реже одного раза в 3 мес подвергаются наружному осмотру ответственным за электрохозяйство НПС.

Внеочередные осмотры трансформаторных подстанций, РУ (высоковольтных аппаратов) проводятся: после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер, туман, мокрый снег, гололед и т.п.); при срабатывании газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора (реактора) газовой или (и) дифференциальной защитой; после каждого отключения высоковольтных аппаратов от короткого замыкания и при сильном загрязнении.

Распределительные устройства (гасительные камеры выключателей нагрузки, газогенерирующие дугогасящие вкладыши и неподвижные контакты) осматривают в сроки, установленные ответственным за электрохозяйство, в зависимости от частоты оперативных переключений.

Технический осмотр выключателей в КРУ проводится не реже 1 раза в год и при отключении от тока короткого замыкания. Кроме того, не менее 1 раза в год проверяется действие выключателя с приводом, если за истекший период выключатель не выполнял операции включения и отключения (ВО). Осмотр вакуумных выключателей проводится через 2500 операций ВО, но не реже 1 раза в год.

Обнаруженные в ходе осмотра аппаратов незначительные неисправности устраняются во время перерывов в работе питающихся от них установок (оборудования), а для устранения технических неполадок, могущих создать аварийные ситуации, оборудование отключается согласно требованиям местных инструкций.

Диагностический контроль электрооборудования высокого напряжения проводится с периодичностью, определяемой методическими указаниями по диагностированию.

Ремонт трансформаторов и аппаратов высокого напряжения, непосредственно связанных с механо-технологическим оборудованием, выполняется одновременно с ремонтом последних.

Техническое обслуживание, ремонт и испытания трансформаторов и аппаратов высокого напряжения проводятся в сроки, определяемые ПЭЭП, РД 34.45-51.300-97, руководством по эксплуатации на данный вид электрооборудования и аппаратов, табл. 11.9 и 11.10.

Периодичность ремонта оборудования, работающего в условиях повышенной влажности, усиленного загрязнения, агрессивных сред, определяется местными инструкциями с учетом ПЭЭП, но не реже сроков, указанных в табл. 11.9. В зависимости от местных условий и состояния электрооборудования указанные сроки могут быть изменены ответственным за электрохозяйство.

Оборудование

Периодичность

Т, мес

К, лет

Открытые распределительные устройства (ОУ) напряжением 35-150 кВ

Трансформаторы силовые напряжением

150/35/6-10 кВ, 110/35/6-10 кВ,

150/6-10 кВ, 110/6-10 кВ, 35/6-10 кВ:

с устройством регулирования на

12

По состоянию и резуль

пряжения под нагрузкой (с РПН

татам диагностического

110 кВ)

контроля

без РПН (35 кВ)

24

То же

Трансформаторы напряжения и тока

36

8

Для остальных трансформаторов

48

По техническому состоянию

Выключатели масляные (электромаг

12

6-8

нитные)

Отделители, короткозамыкатели, разъе

12

2-3

динители наружной установки

Разрядники вентильные (линейные и

36

8 (совместно с присое

подстанционные), трубчатые

динением)

Подвесные, опорные и проходные изо

36

8

ляторы

4-8 (в зависимости от конструкции)

Разъединители всех типов

36

Закрытые комплектные распределительные устройства напряжением 6-10 кВ

Трансформаторы силовые напряжением

12

По техническому состоя

6-10/0,4 кВ

нию

Трансформаторы напряжения, тока

36

8 (или по результатам испытаний)

Реакторы токоограничивающие

36

8 (или по результатам испытаний)

Выключатели масляные (электромаг

нитные):

6-8 (при контроле характеристик в межремонтный период)

вводные секционные

36

отходящих фидеров

12 (или после 1 0 отключений от тока КЗ)

6-8

Вакуумные выключатели

Каждые 10 000 операций ВО, но не реже 1 раза в 2 года

10

Выключатели нагрузки

12

4-8 (в зависимости от

конструкции)

Разъединители внутренней установки

по мере необходимости

Выключатели воздушные

48

По техническому состоянию

Реакторы токоограничивающие

36

8 (или по результатам испытаний)

Оборудование

Периодичность

Т, мес

К, лет

Разрядники вентильные (высоковольтных электродвигателей)

Предохранители напряжения выше 1000 В

Электрооборудование вдоль Трансформатор типа ОМ, ОМП

Подстанции трансформаторные мачтовые 6-10/0,4 кВ

Прочее электроо(

Трансформаторы малой мощности для сети освещения, цепей управления и другие

12

12

трассовой В 12

36

юрудованш

36

8 (совместно с присоединением)

8 (по техническому состоянию)

Л-6-10 кВ

По техническому состоянию

По техническому состоянию

По техническому состоянию

Т а б л и ц а 11.10

Периодичность ремонта выключателей масляных (электромагнитных) для электродвигателей 6—10 кВ

Оборудование

Периодичность

Т, число пусков

К, лет

Выключатели масляные (электромагнитные) для синхронных и асинхронных электродвигателей 6-10 кВ с частотой вращения:

3000 об/мин, мощностью, кВт:

8000

2000-6300

300-1600

1000-1500 об/мин, мощностью 250-1000 кВт

50-750 об/мин, мощностью 3001000 кВт

П р и м е ч а н и я.

1.    При трех - пяти отключениях вык ния проводится ревизия.

2.    Текущий ремонт проводится не реJ не выполнял операции по включению и

25

50-60

60-70

60-70

60-70

лючателя от тока

же 1 раза в год, е отключению.

3

6

(8 - при контроле характеристик в межремонтный период)

То же

короткого замыка-сли выключатель

Внеочередные (внеплановые) ремонты выполняются после исчерпания коммутационного и механического ресурса оборудования.

К линиям электропередачи относятся:

воздушные линии электропередачи (ВЛ) напряжением до 110 (150) кВ, находящиеся в эксплуатации предприятий;

силовые кабельные линии (КЛ) наружной и внутренней прокладки напряжением до 10 кВ; осветительные сети; внутрицеховые силовые сети;

силовые шинопроводы, шинные сборки, магистральные шины и ошиновки распределительных устройств; заземляющие устройства.

11.7.1. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И ВИДАМ РЕМОНТА

В объем технического обслуживания входят следующие работы:

периодические осмотры с исправлением дефектов, не требующих отключения линий;

контроль равномерности загрузки фаз;

выполнение отдельных видов работ по устранению мелких повреждений и неисправностей.

Внеочередные осмотры ВЛ и их участков проводятся для выявления неисправностей, возникающих после аварий, стихийных явлений, или условий, влияющих на конструктивную целостность элементов ВЛ (образование на проводах и тросах гололеда, ледоход и разлив рек, пожары вблизи ВЛ, ураганы, оползни, туманы и моросящие дожди в зонах загрязнения и т.п.).

Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО входят следующие операции:

а) для воздушных линий электропередачи контроль противопожарного состояния трассы (расчистка трасс от поросли, ликвидация посторонних предметов, случайных строений, стогов сена, деревьев, угрожающих падением на линию, складирования горючих материалов, кустов);

контроль состояния фундаментов, приставок (проверка оседания и вспучивания грунта вокруг фундаментов, наличия трещин и повреждений в фундаментах, приставках);

проверка состояния опор (отклонение от вертикали; следы обгарания и расщепления деревянных деталей; целостность бандажей, заземляющих спусков на деревянных опорах; состояние сварных швов болтовых и заклепочных соединений на металлических опорах; отрыв металлических элементов; наличие трещин и повреждений в бетоне железобетонных опор);

контроль состояния проводов и тросов (выявление обрывов проводов, нарушений регулировки проводов и тросов; выявление недопустимого изменения стрел провеса и расстояний от проводов до земли и объектов);

проверка состояния изоляторов (выявление боя, трещин, загрязненности, повреждения глазури; контроль за наличием гаек, замков или шплинтов; наличие заземления крюков штыревых изоляторов);

проверка состояния разрядников, коммутационной аппаратуры ВЛ и концевых кабельных муфт; наличия и целостности заземляющих проводов;

в объем отдельных видов работ, проводимых при техническом обслуживании ВЛ, входят обрезка сучьев; восстановление знаков и плакатов на отдельных опорах; замена поврежденных элементов; выправка опор; подтрамбовка грунта у оснований опор; перетяжка проволочных бандажей крепления деревянных стоек к приставкам; удаление набросов на провода; осмотр, проверка, замена трубчатых разрядников;

б) для силовых кабельных линий

контроль соответствия кабелей фактическим нагрузкам; контроль температуры нагрева кабеля;

наружный осмотр всей трассы, мест пересечения трассы кабелей с другими коммуникациями, железными и шоссейными дорогами;

проверка трассы на отсутствие осыпей грунта; провалов в траншеях с кабелями, в местах пересечения с канавами, кюветами; завалов трасс посторонними и тяжелыми громоздкими предметами (при необходимости устранение);

проверка наличия и целостности покрытия кабельных каналов съемными плитами;

проверка состояния мест прохода кабелей через стены и подходы к распределительным пунктам, токоприемникам, кабельным колодцам;

проверка состояния мест выхода кабелей из земли в блок-контейнеры, на стены зданий и блок-боксов механо-технологического оборудования НПС или опоры ВЛ;

проверка исправности соединительных и концевых муфт (отсутствие подтеков кабельной массы), сухих разделок и креплений;

проверка состояния наружных поверхностей оболочек кабелей, а также отсутствие джута на проложенных кабелях;

проверка состояния устройств (труб, коробов, крыш), защищающих и закрепляющих кабельные линии, проложенные по стенам зданий, эстакадам, металлоконструкциям и на наклонных участках;

проверка состояния заземления кабелей;

проверка и восстановление маркировки кабелей, реперов, предупредительных плакатов и надписей;

в) для внутрицеховых силовых и осветительных сетей контроль прочности крепления мест механической защиты;

мест ввода (вывода) в аппараты, электродвигатели, распределительные пункты, шкафы управления;

осмотры мест прохода сетей через стены и перекрытия; крепления и состояния конструкций, по которым проложены кабели и провода;

осмотр состояния изоляции сетей и защитных покрытий; проверка состояния паек, плотности контактных соединений, экранирующих оболочек и защитных покрытий;

проверка надежности соединения трубных вводов во взры-во- и пожароопасных средах, состояния заземления трубных проводок;

контроль за отсутствием признаков перегрева и соответствия сетей фактическим нагрузкам;

проверка состояния проводов, изоляторов, роликов и мест их крепления, замена при необходимости поврежденных скоб и креплений;

проверка целостности концевых воронок; деревянных, эбонитовых и карболитовых втулок; проверка и чистка распаеч-ных коробок;

устранение провеса сетей и участков с поврежденной изоляцией;

восстановление нарушенной или утраченной маркировки, проверка состояния надписей и предупредительных плакатов;

г) для силовых шинопроводов, шинных сборок магистральных шин и ошиновок РУ

проверка плотности контактных соединений; контроль за отсутствием признаков перегрева, подгаров и коррозии контактов; исправление, подтяжка, зачистка контактов при первом возможном профилактическом отключении; контроль изменения цвета термопокрытий и термопленок; контроль соответствия фактических нагрузок сечениям шин; проверка и восстановление целостности защитных кожу-

хов, сетчатых ограждений и их заземления, а также изоляционных перегородок, прокладок, креплений, клиц и изоляторов;

проверка наличия и восстановление маркировки, надписей, предупредительных плакатов, окраски шин и защитных мест для наложения переносных заземлений;

д) для заземляющих устройств

проверок целостности и надежности заземляющих проводников, сварных и болтовых соединений, наличия контргаек и контршайб;

проверка надежности приварки наконечников на гибких заземляющих проводниках, соответствия сечения заземляющих проводников;

проверка отсутствия последовательного заземления оборудования и аппаратов;

контроль целостности и соответствия окраски, антикоррозионных покрытий;

контроль доступности проложенных заземляющих проводников для осмотра и ремонта.

Типовой объем работ при текущем ремонте

В объем текущего ремонта входят операции технического обслуживания (осмотров), а также:

а) для воздушных линий электропередачи верховой осмотр;

проверка загнивания древесины; возобновление антисептических обмазок, при необходимости замена деревянных опор и деталей;

проверка наличия ржавчины на металлических опорах и траверсах железобетонных опор, при необходимости их очистка и окраска;

проверка правильности установки опор; ремонт опор, деталей и поддерживающих конструкций; подтяжка болтовых соединений и анкерных болтов металлических опор;

удаление ржавчины с бандажей и хомутов, при необходимости замена и покраска;

проверка натяжения, ремонт или замена подкосов, оттяжек и узлов их крепления;

замена поврежденных изоляторов и арматуры; снятие с опор и ревизия разрядников;

измерение расстояний от проводов до земли и пересекаемых сооружений;

перетягивание отдельных участков, при необходимости подтяжка и регулирование провеса проводов;

измерение сопротивления изоляции и проверка состояния заземлителя;

восстановление постоянных знаков по всей длине ВЛ;

б)    для силовых кабельных линий

чистка кабельных каналов, туннелей и открыто проложенных кабелей;

проверка доступа к кабельным колодцам и исправности крышек колодцев и запоров на них;

ремонт и замена конструкций крепления кабелей, исправление их раскладки, рихтовка кабелей, устранение коррозии оболочек;

устранение завалов, просадок и подмывов в траншеях; ремонт кабельных каналов, траншей и эстакад; замена отдельных плит перекрытия;

осмотр, чистка и перезаделка (при необходимости) концевых кабельных муфт, воронок, соединительных муфт, сухих разделок; замена наконечников;

определение температуры нагрева кабеля и контроль за коррозией кабельных оболочек;

в)    для осветительных сетей

наружный осмотр проводки с устранением мелких дефектов; проверка состояния изоляции проводов и прочности креплений;

проверка распаечных коробок, установка недостающих крышек;

проверка изоляции спусков к светильникам; смена разбитых изоляторов и роликов, ревизия понижающих трансформаторов местного освещения;

перетягивание, ремонт или смена отдельных участков сети; проверка исправности штепсельных розеток, выключателей, предохранителей, при необходимости замена; проверка изоляции мегаомметром;

смена и восстановление электропроводки при выполнении работ по ремонту стен, перегородок и перекрытий; проведение установленных измерений и испытаний;

г)    для внутрицеховых силовых сетей

проверка прочности соединительных мест, механической защиты, особенно в местах выхода из труб, вводов в аппараты и клеммные щитки, проходов сквозь стены и перекрытия; проверка контактных соединений;

проверка крепления по всей длине и перетягивание отдельных участков сети;

ремонт отдельных износившихся участков сети, муфт, воронок, при необходимости замена, перепайка отдельных наконечников, перезаделка кабельных воронок; проверка изоляции мегаомметром;

проверка соответствия плавких вставок и предохранителей номинальным током и их замена при необходимости; проведение установленных измерений и испытаний; проверка заземления и устранение обнаруженных дефектов; перекладка (при необходимости) отдельных участков кабельных линий;

восстановление надписей, бирок утраченной маркировки, окраска сухих разделок;

проведение установленных измерений и испытаний;

д) для силовых шинопроводов, шинных сборок, магистральных шин и ошиновок РУ

внешний осмотр шин, выявление дефектов и их устранение; проверка степени нагрева; очистка от загрязнений, протирка;

рихтовка шин и ремонт болтовых и сварных контактных соединений;

измерение сопротивления изоляции;

подтяжка креплений корпуса шинопровода, опорных конструкций;

измерение переходных сопротивлений контактных соединений;

очистка, ремонт изоляторов, изоляционных перегородок и перегородок, клиц, при необходимости замена;

проверка, ремонт или замена сетчатых ограждений, защитных кожухов и их заземления;

окраска несущих и защитных конструкций; восстановление расцветок фаз, защита мест для наложения переносного заземления;

е)    для заземляющих устройств

измерение сопротивления заземляющего устройства; ликвидация обрывов;

проверка отдельных стыков и ремонт мест соединения; замена и окраска отдельных участков сети заземления; проведение установленных измерений и испытаний.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

В объем работ при капитальном ремонте входят все операции текущего ремонта, а также:

а) для воздушных линий электропередач 35~110(150) кВ

на деревянных опорах

замена опор (деталей), у которых загнивание древесины больше допустимого, в том числе замена деревянных приставок и опор (железобетонными); установка приставок; выправка опор;

замена и окраска болтовых соединений, деталей опор; на металлических и железобетонных (ж/б) опорах усиление или замена элементов опор, потерявших несущую способность;

заделка трещин и выбоин на ж/б опорах; защита бетона подземной части опор от действия агрессивной среды на ж/б опорах; замена отдельных опор;

выправка опор, устранение перекосов траверс; ремонт подземной части опор (фундаментов); усиление заделки опор в грунте;

окраска металлических узлов, деталей опор и их оснований;

на проводах и тросах

установка и замена соединителей, ремонтных зажимов и бандажей;

контроль сварных соединений;

закрепление оборванных проволок, подмотка лент в зажимах;

вырезка и замена неисправных участков провода (троса); на изоляторах, арматуре, трубчатых разрядниках увеличение количества изоляторов в изолирующих подвесках (при необходимости); чистка и обмыв изоляторов;

установка гасителей вибрации; замена поддерживающих и натяжных зажимов, распорок, крюков;

установка и замена трубчатых разрядников;

на заземлении

ремонт контуров заземления, при необходимости замена; ремонт или замена заземляющих спусков и мест присоединения их к заземляющему контуру; на трассе ВЛ

поддержание проектных размеров ширины просеки; устройство проездов по трассе (без строительства дорог); планировка, подсыпка, подтрамбовка грунта у основания опоры;

установка и ремонт отбойных тумб у опор, расположенных у обочин дорог;

испытание ВЛ в соответствии с ПЭЭП;

специальные работы

переустройство переходов, пересечений и подходов к НПС или подстанциям;

ремонт светоограждений опор (при необходимости);

б) для воздушных линий электропередачи до 35 кВ поддержание ширины просеки в размере, установленном проектом;

установка и ремонт отбойных тумб;

выправка опор, подсыпка и трамбовка грунта у основания опор;

замена стоек, траверс, подкосов и приставок; перенос и установка дополнительных опор; переустройство закрепления опор в грунте; перетяжка, замена участков и ремонт (установка и замена соединителей, ремонтных зажимов, бандажей) проводов, замена вводов ВЛ к производственным зданиям и жилым домам; устройство двойных креплений;

измерение электрической прочности и частичная замена фарфоровых изоляторов натяжных и подвесных гирлянд;

измерение сопротивления соединений, при необходимости ремонт;

выборочная проверка коррозии металлических подножников (со вскрытием);

проверка наличия трещин в железобетонных опорах и приставках;

выправление и замена (до 50 %) опор и их конструктивных элементов, полная перекраска опор и восстановление антисептических обмазок;

замена крюков и штырей;

регулировка, ремонт или замена разъединителей; замена заземляющего спуска, устройств заземления; проверка, замена и установка недостающих устройств грозозащиты;

при ремонте под напряжением

подключение нового ввода в здание к действующей линии; замена и перетяжка проводов ответвления от действующей линии к вводу в здание;

замена на опоре петли (перемычки) и устранение обрыва проводов ответвления от действующей линии к вводу в здание;

установка концевой кабельной муфты на опоре и подключение ее к действующей линии;

подключение построенной линии (отпайки) к действующей линии;

устройство на деревянной опоре спуска повторного заземления щелевого провода;

установка светильника наружного освещения на опоре с подключением к действующей линии;

в)    для силовых кабельный линий

выборочные шурфование и вскрытие кабельных траншей, полное вскрытие каналов со съемными плитами;

частичная или полная замена (по результатам проверки и испытаний) участков кабельной линии; окраска кабельных конструкций;

обеспечение дополнительной    механической    защиты

(перегородок) в местах возможного повреждения кабелей;

испытание кабелей повышенным напряжением в соответствии с ПЭЭП;

г)    для осветительных сетей

частичная (не менее 30 %) или полная замена проводов и кабелей участков сети;

увеличение сечения проводов по условиям повышения пропускной способности;

дополнительное крепление проводов и кабелей светильников;

текущий ремонт светильников, замена их при необходимости;

замена неисправных трансформаторов местного освещения, выключателей предохранителей, крышек распаечных коробок, штепсельных розеток;

исправление защиты проводов и кабелей от механических повреждений, протирка проводов;

окраска труб, конструкций, скоб и других креплений;

д)    для внутрицеховых силовых сетей

частичная или полная замена проводов и кабелей, дополнительное крепление участков сети, не подлежащих замене;

е) для силовых шинопроводов, шинных сборок, магистральных шин и ошиновок РУ

замена отдельных участков шинопроводов сборных шин подстанций, РУ, силовых щитов и пунктов; рихтовка шинных сборок;

замена секций ввода и вывода, защитных кожухов и сетчатых ограждений;

замена изоляторов, изоляционных прокладок и клиц; ремонт креплений, проверка сопротивления изоляции;

ремонт и окраска корпуса шинопровода и опорных конструкций;

ж)    для заземляющих устройств

выборочная (2 % опор с заземлителями) проверка заземляющего устройства со вскрытием грунта;

осмотр и при необходимости полная или частичная замена элементов контура, находящегося в земле, магистралей и проводников заземляющей сети и их окраска;

измерение сопротивления заземляющего устройства, испытание в соответствии с ПЭЭП;

ремонт или замена заземляющих спусков и мест присоединения их к заземляющему контуру.

11.7.2. КОНТРОЛЬ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Осмотры и проверки контролируемых параметров КЛ, ВЛ и осветительных сетей проводятся согласно методическим указаниям, нормативно-технической документации и табл. 11.11, 11.12, 11.13.

Результаты осмотров заносятся в листок осмотра.

Т а б л и ц а 11.11

Контроль и измерения параметров кабельных линий

Контролируемые

параметры

Периодич

ность

Порядок проведения контроля и измерений

Средства измерения

Контроль температуры:

а)    оболочки кабеля и жил, проложенных

открыто в земле

б)    воздуха в помещениях и кабельных туннелях

2 раза в год Не реже 1 раза в год

1 раз в неделю (в летнее время), далее 1 раз в месяц

Проводится на участках, где имеется опасность перегрева кабелей, точную зону выявляют тепловизором. Температура кабелей должна быть не выше допустимых значений1

Температура воздуха внутри туннелей, сооружений в летнее время должна быть не более чем на 10 °С выше температуры наружного воздуха

Температуру КЛ, проложенных открыто, измеряют термометром, при прокладке в земле с помощью термопар. Для выявления зон нагрева КЛ - тепловизоры, термометр "Кельвин" и др.

Термометры

Контролируемые

параметры

Периодич

ность

Порядок проведения контроля и измерений

Средства измерения

Контроль нагрузок на кабельные линии

Ежегодно, не менее 2 раз в различных точках сети. Один раз измерения проводятся в период максимальной нагрузки линии

Допустимые токовые перегрузки на период ликвидации аварии1

Измерительные трансформаторы тока со вторичными приборами, измеритель-тельные клещи (для 0,4 кВ)

Контроль антикоррозийной защиты оболочек КЛ

Не реже 1 раза в 3 года

Коррозия КЛ от воздействия блуждающих электрических токов определяется по "Правилам защиты подземных металлических сооружений от коррозии". Почвенная коррозия оценивается по степени агрессивности грунтов , удельному электрическому сопротивлению (ГОСТ 9.602), данным химического анализа проб грунтов и приложение1

Испытания и измерения параметров КЛ

1 См. РД 153-

В соответствии с нормами испытаний, ПЭЭП, совместно с пла-ново-преду-предитель-ными ремонтами

39 ТН-009-96

В соответствии с требованиями ПЭЭП и приложение1

Приложение, часть 2.

Осмотр и контроль и профилактические проверки при обслуживании ВЛ

Работы

Периодичность проведения

Выявляемые дефекты, неисправности

Порядок проведения и регламентирующая документация

Способ контроля или измерения, инструменты

1.1. Осмотр по всей длине ВЛ электромонтерами

1. Периодичес! Не реже 1 раза в год

сие осмотры ВЛ Трещины и сколы изоляторов, набросы на проводах и тросах, искрение в соединениях проводов

По графику ТОР с заполнением листка осмотра

Визуально

1.2. Осмотр ВЛ 0,4-10 кВ без подъема на опоры (на территории НПС)

То же

То же

То же

То же

1.3. Контрольный (выборочный) осмотр отдельных участков ВЛ инженерно-техническими работниками

"

"

"

"

1.4. Плановый осмотр и контроль ВЛ, включенных в план капитального ремонта на будущий год ИТР (совместно с электромонтерами) проводит проверку загнивания древесины, заземления опор, расстояний от проводов до земли и сооружений, сопротивления петли "фаза - нуль”

В течение года, предшествующего году проведения капитального ремонта

Загнивание древесины, разрушение заземляющего контура, нарушение габарита с землей

На основании результатов измерений, занесенных в журнал дефектов, проводится корректировка срока ремонта, составление смет и спецификаций

Осуществляются соответствующими инструментами

1.5. Осмотр в ночное время

По мере необходимости, в сырую погоду, в периоды максимальных нагрузок

Коронирование изоляторов, опасность перекрытия изоляции, для ВЛ 35 -110 кВ - неисправные контактные соединения

По интенсивности коронирования определяется степень загрязненности, наличие на изоляторах разрядов желтого или белого цвета является признаком приближающегося перекрытия. Требуется очистка или замена изоляции

Визуально

Работы

Периодичность проведения

Выявляемые дефекты, неисправности

Порядок проведения и регламентирующая документация

Способ контроля или измерения, инструменты

1.6. Верховые осмотры с выборочной оценкой состояния проводов, тросов в зажимах и дистанционных распорках

2.1. Осмотр после стихийных явлений в условиях: приводящих к повреждениям ВЛ (в зоне стихийных явлений осматриваются все ВЛ)

На ВЛ 35-110 кВ не реже 1 раза в 6 лет; на ВЛ, эксплуатируемых более 20 лет -1 раз в 5 лет; на ВЛ до 35 кВ - при необходимости

2. Внеочередн

По мере необходимости

Неисправности крепления подвесок, проводов, молниезащитных тросов, верхней части опор, изоляторов и степени их загрязнения

ые осмотры ВЛ

Дефекты, вызванные стихийными явлениями (пожары, ураганы, гололед)

При обнаружении повреждения проводов от вибрации проводится сплошная проверка с выемкой проводов из поддерживающих зажимов. Сведения заносятся в листок осмотра (проверки)

Заполняется листок осмотра (проверки)

Визуально

Визуально

2.2. Осмотр:

после неуспешного автоматического повторного включения ВЛ; после успешного повторного включения ВЛ

3.    Оперативн:

4.    Плановый

4.1. Проверка состояния трассы ВЛ (противопожарное состояние)

Немедленно

По мере необходимости

лй диагностический к

диагностический конт

При осмотрах ВЛ, не реже 1 раза в 3 года

Выяснить причины отключения То же

онтроль ВЛ напряжен

роль и профилактичес

Наличие набросов, поросли, деревьев, угрожающих падением на провода ВЛ

Заполняется листок осмотра, выявляются дефекты, приводящие к самоустраняющимся автоматическим отключением

[ем 0,4-10 кВ

кие проверки

Порядок проведения согласно местным инструкциям

Спец. инструменты и приборы

Визуально

4.2. Проверка загнивания деревянных элементов опор в сечениях, наиболее подверженных загниванию

1 раз через 3-6 лет после ввода ВЛ в эксплуатацию; далее - не реже одного раза в 3 года; для ВЛ 0,4-10 кВ - не реже 1 раза в 5 лет; а также перед подъемом электромонтера на опору или сменой деталей опоры

Отдельные очаги гнили, трещины; глубина загнивания древесины

Заполняется листок осмотра. При применении некачественной древесины сроки проверки корректируются ответственным за электрохозяйство на основании опыта эксплуатации, но не реже 1 раза в 3 года измеряется степень (глубина, размеры) внешнего и внутреннего загнивания деталей опор. РД 34.45-51.300-97, Типовые инструкции

Щуп с полусантиметровыми делениями, полый буравчик, индикатор загнивания древесины опор. Запрещается устанавливать степень загнивания методом "простукивания"

4.3. Проверка расстояний от проводов до поверхности земли и различных объектов, до пересекаемых сооружений

Не реже 1 раза в 5 лет и по мере необходимости

Нарушение габарита с землей, нарушения габарита на пересечении

"Типовая инструкция по эксплуатации ВЛ напряжением 35-800 кВ", часть II. Заполняется листок осмотра (проверки)

Теодолит, высотомер, изолирующие штанги и канаты. Рулетка, канат, рейки - при снятом напряжении и др.

4.4. Проверка вертикального положения опор и состояния железобетонных ее элементов

Не реже 1 раза в 6 лет; в процессе осмотров; перед подъемом на опору или сменой деталей

Оголение арматуры, растрескивание бетона

"Типовая инструкция по техническому обслуживанию и капитальному ремонту ВЛ напряжением 0,38-20 кВ"; РД 34.45-51.300-97

Для проверки положения опор - геодезические инструменты, индикаторы натяжения; для ж/б элементов -бинокль и др.

Работы

Периодичность проведения

Выявляемые дефекты, неисправности

Порядок проведения и регламентирующая документация

Способ контроля или измерения, инструменты

4.5. Проверка состояния контактных болтовых соединений проводов электрическими измерениями на ВЛ 35110 кВ

1 раз в 6 лет и совместно с верховыми осмотрами. При удовлетворительных результатах тепло-визионного контроля измерения переходных сопротивлений могут не проводиться

Падение напряжения

Контактные болтовые соединения, измерения по которым показали их неудовлетворительное состояние, подвергаются вскрытию, а затем ремонтируются или заменяются

Измерительные приборы, штанги и др.

4.6. Измерение сопротивления петли "фаза-нуль" на ВЛ 0,4-10 кВ

При подключении новых потребителей и выполнении работ, вызывающих увеличение этого сопротивления; при увеличении нагрузки, требующей замены плавкой вставки предохранителя или установки автоматического выключателя

Сопротивления петли "фаза-нуль" выше нормативного

Заполняется листок осмотра (проверки)

М-417 и др.

4.7. Проверка заземляющих устройств (заземления) на опорах всех типов

При осмотрах ВЛ, после капитального ремонта или реконструкции заземляющего устройства, на ВЛ 0,4-10 кВ не реже 1 раза в 5 лет

Сопротивление заземления выше нормы, разрушение заземляющего контура

Проводится в сухую погоду с заполнением листка осмотра (проверки)

МС-07; МС-08; М-416; без снятия напряжения - ИЗБОТ и др.

4.8. Проверка изоляторов

4.8.1.    Контроль состояния фарфоровых и стеклянных изоляторов всех типов и линейной арматуры

4.8.2.    Проверка электрической прочности подвесных тарельчатых фарфоровых изоляторов

При осмотрах ВЛ

В первый год эксплуатации, далее -не реже 1 раза в 6 лет

Трещины, оплавления глазури

Внутренние повреждения изоляции

То же

Проверка проводится:

а)    под напряжением

б)    со снятием напряжения

Визуально

а)    измерительные штанги с применением киловольтметра

б)    испытательные устройства

4.9. Осмотр с земли трубчатых разрядников

В процессе осмотров

Ожоги, трещины, расслоения, царапины

Заполняется листок осмотра (проверки)

Визуально

4.10. Проверка трубчатых разрядников и защитных промежутков

Не реже одного раза в 5 лет на ВЛ 0,410 кВ, 1 раз в 3 года на ВЛ 35-110 кВ

Нарушение искровых промежутков

Нормы испытаний ПЭЭП и РД 34.4551.300-97 [8]

МС-05, Ф-410212 и др.

4.11. Проверка антикоррозионного состояния покрытия металлических опор. Траверс и подножников с выборочным вскрытием грунта, всех металлических частей

Не реже 1 раза в 6 лет, одновременно с верховыми осмотрами

Коррозия металла, деформация элементов опоры, дефекты сварных швов, разрушение покрытия

МУ 34-70-177-87 "Методические указания по оценке технического состояния металлических опор воздушных линий электропередачи и порталов открытых распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше"

Индикаторный глубиномер, шабер, дефектоскоп - Лкм-1М, штангенциркуль

4.12. Контроль состояния опорной, подвесной и натяжной изоляции ОРУ и ВЛ-110 кВ

Периодический контроль

Нарушение работоспособности внешней изоляции

Используется документация СибНИ-ИЭ

Специальные

приборы

Работы

Периодичность проведения

Выявляемые дефекты, неисправности

Порядок проведения и регламентирующая документация

Способ контроля или измерения, инструменты

4.13. Контроль за интенсивностью "пляски" проводов на ВЛ-35 кВ и выше

При характерных метеоусловиях (ветер скоростью 620 м/с, отложения на проводах, туман или моросящий дождь при температуре ниже 0 °С)

Контроль предотвращает повреждения элементов ВЛ, замыкания, обрыв проводов

РД 34.20.184-91 "Методические указания по районированию территории энергосистем и трасс ВЛ по частоте повторяемости и интенсивности пляски проводов"

Угломерные

инструменты

4.14. Комплексная проверка изоляции (без снятия напряжения) у присоединенных к сети ТП и ВЛ 6-10 кВ

Периодичность проведения проверки согласовать с испытаниями в соответствии с требованиями ПЭЭП

Замыкания, целостность изоляции

МУ 34-70-108-85 "Методические указания по проведению комплексных проверок изоляции без снятия напряжения в распределительных воздушных сетях 610 кВ"

Регулятор напряжения, выпрямительное устройство, приборы для определения места повреждения изоляции

4.15. Тепловизионный контроль на ВЛ 35-110 кВ

Периодический межремонтный контроль. Метод инфракрасной диагностики для контроля зон нагрева

Дефекты в контактных соединениях, локальные перегревы

Порядок проведения согласно РД 34.4551.300-97 с учетом условий эксплуатации электроустановок МН

Приборы инфракрасной техники; тепловизоры, пирометры, термометры "Кельвин", КМ-826, КМ-801, КМ-1000

Определение мест повреждения

Методы ОМП:

Повреждения прово

ТИ 34-70-035-85

Фиксирующие

(ОМП) на ВЛ 110 кВ

с двухсторонним

дов ВЛ, все виды ко

"Типовая инструк

индикаторы со

измерением то

роткого замыкания

ция по организации

противления,

ков и напряже

работ для определе

тока и напря

ний нулевой и

ния мест поврежде

жения обратной

обратной после

ния ВЛ - 110 кВ и

последователь

довательности;

выше с помощью фиксирующих при

ности; омметры - измеряют

с односторонним

боров"

сопротивление

измерением

РД 34.35.517-89

петли КЗ;

полного

"Методические ука

ЛИФП; ФИП;

(индуктивного)

зания по определе

ФИП-1; ФИП-2

сопротивления

нию мест поврежде

и др.

симметричных

ния ВЛ - 100 кВ и

составляющих

выше с помощью

токов

фиксирующих при

(напряжений)

боров"

"Типовое положение по организации эксплуатации устройств для определения мест повреждений ВЛ напряжением 6-20 кВ"

Работы

Периодичность

Объем и порядок проведения работ

Осмотры и проверки

В зависимости от производственных условий, но не реже 1 раза в 2 мес для элементов осветительной установки, относящейся к рабочему освещению, 1 раз в месяц - для аварийного освещения

Очистка от загрязнений; контроль за местом эксплуатации, крепежными элементами, уплотнением кабельных вводов, защитными сетками и колпаками, заземлением, резьбовыми соединениями; замена ламп (при необходимости)

Для оборудования с взрывонепроницаемой оболочкой - контроль за взрывонепроницаемыми зазорами щупом; для оборудования с защитой вида ”е” - контроль за работоспособностью стартера и балластного сопротивления

Контроль сопротивления изоляции сетей рабочего и аварийного освещения

Не реже 1 раза в 3 года

Сопротивление изоляции электрических сетей рабочего и аварийного освещения должно быть не менее 0,5 МОм

Контроль состояния изоляции сетей во взрывоопасных помещениях

Не реже 1 раза в 6 мес

Порядок проведения согласно местным инструкциям

Контроль освещенности помещений

Фотометрические измерения освещенности основных помещений во время эксплуатации 1 раз в год, в остальных случаях - не реже 1 раза в 2 года

Контроль за освещенностью рабочих мест на объектах НПС осуществляют люксметром в соответствии с проектными требованиями

Очистка от грязи, пыли осветительной арматуры и ламп

Очищаются в сроки по местным инструкциям. При толщине слоя осевшей пыли и грязи более 5 мм - досрочно

Толщина слоя загрязнения на одной из нагревающихся поверхностей не должна превышать 5 мм

11.7.3. ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

Периодичность ТО и ремонта воздушных и кабельных линий (табл. 11.14 и 11.15) установлена с учетом назначения, конструкций линий, влияния окружающей среды и требований

Т а б л и ц а 11.14

Периодичность технического обслуживания и ремонта линий электропередачи

Оборудование

Периодичность

ТО, мес

Т, мес

К, лет

Воздушные линии элект

ропередачи напряжением

35-110(150) кВ:

на железобетонных и

6

72

По техническому состоя

металлических опорах

нию, но не реже одного

раза в 10 лет (при кон

троле изоляторов и сое

динений проводов - че-

рез 6 лет)

на деревянных опорах

6

60

То же с проверкой степе

с железобетонными

ни загнивания древеси-

приставками

ны - через 3 года

Воздушные линии элект

ропередачи напряжением

6(10) кВ:

на железобетонных

6

36

По техническому состоя

опорах

нию, но не реже одного

раза в 6 лет

на деревянных опорах

6

36

По техническому состоя

с железобетонными

нию, но не реже одного

приставками

раза в 5 лет

Воздушные линии элект

ропередачи напряжением

до 1 кВ:

на железобетонных

6

36

По техническому состоя

опорах

нию, но не реже одного

раза в 6 лет

на деревянных опорах

6

36

По техническому состоя

с железобетонными

нию, но не реже одного

приставками

раза в 5 лет

Разрядники

Совместно

12

Совместно с ВЛ

с ВЛ

Силовые кабельные линии

напряжением 6(10) кВ:

на территории НПС

6

36*

5

на переходах ВЛ

12

36*

5

напряжением 0,4 кВ

12

36*

5

Концевые разделки кабе

6

12

5

лей 6(10) и 0,4 кВ, кон

трольных кабелей

Внутрицеховые электро

проводки напряжением до

1 кВ:

в чистых и сухих по

24

72

1

мещениях

в помещениях с повы

12

36

5

шенной опасностью

Оборудование

Периодичность

ТО, мес

Т, мес

К, лет

Шины сборные соединительные напряжением 110, 35, 10,6 кВ

36

6

Шины магистральные, шинопроводы силовые, сборки шинные напряжением 0,4 кВ

12

6

Заземляющие устройства ВЛ

Совместно с ВЛ

36

Совместно с ВЛ

Заземляющие устройства электроустановок, кроме ВЛ

Совместно с оборудованием

36

Совместно с оборудованием

* 1 раз в год - в течение первых 5 лет после ввода в эксплуатацию; на трассах, где производились строительные и ремонтные работы и на которых систематически происходят аварийные пробои изоляции.

Т а б л и ц а 11.15

Периодичность осмотров и контроль кабельных линий

Виды осмотров и контроль

Периодичность

Плановый диагностический контроль туннелей, коллекторов, каналов оперативным (дежурным) персоналом

По местным инструкциям, но не реже 1 раза в месяц

Плановые осмотры монтерами: трасс кабелей, проложенных в земле

концевых муфт на линиях: напряжением выше 1000 В, трасс кабелей, проложенных на эстакадах, каналах, коллекторах и по стенам зданий напряжением до 1000 В

кабельных муфт, расположенных в трансформаторных помещениях и РУ

кабельных колодцев подводных кабелей

По местным инструкциям, но не реже 1 раза в 3 мес

Одновременно с осмотром электрооборудования, но не реже 1 раза в 6 мес

Одновременно с другим оборудованием, не реже 1 раза в год Одновременно с осмотром электрооборудования, не реже 2 раза в год

Не реже 1 раза в 2 года По местным инструкциям

Выборочные осмотры (сезонное ТО) кабельных каналов ИТР

В соответствии с местными инструкциями, но не реже 1 раза в 6 мес

Осмотры кабельных колодцев и каналов

Одновременно с осмотром кабельных трасс

Внеочередные осмотры

В период паводков и после ливней, при отключении КЛ релейной защитой, при установлении повреждения на данном участке

ПЭЭП. В условиях эксплуатации выполнение ремонтных работ в объеме текущего или капитального ремонта окончательно устанавливается в зависимости от технического состояния линий.

Периодичность осмотров и диагностических контролей кабельных линий указана в табл. 11.15 и может уточняться методическими указаниями, разработанными на конкретный контролируемый параметр диагностического контроля.

Возможные неисправности кабельных линий с указанием дефектов приведены в табл. 11.16.

Периодичность проверок всех видов контактных соединений проводов при тепловизионном контроле:

вновь вводимых ВЛ 35+110 кВ и выше - в первый год ввода в эксплуатацию;

Т а б л и ц а 11.16

Неисправности кабельных линий

Дефекты, подлежащие немедленному устранению

Дефекты, подлежащие устранению в кратчайший срок (в плановом порядке)

Дефекты, за которыми устанавливают повышенное наблюдение

Пробки, глубокие вмятины, трещины, расплавление свинцовой оболочки, вспучивание, сквозное разъедание химическими реагентами или блуждающими токами свинцовой оболочки

Глубокие вмятины, сквозные трещины. Вспучивание, сплющивание

Рекристаллизация заливной массы, сильное загрязнение, трещины в фарфоре, нарушение армировки, фланцев и изоляторов муфт наружной установки

П р и м е ч а н и е. Повр электрическом пробое и ным) для установления г их предупреждению.

Кабельные линии Провисание в летние месяцы из-за отсутствия промежуточных кронштейнов; соединения генераторных и трансформаторных кабелей

Соединительные муфты Кособокость с овальностью 1:5 и более, складки глубиной 6-12 мм в горловине, наклонное положение муфты и отсутствие заземляющих перемычек

Концевые муфты Трещины и изломы изоляции на расстоянии до 100 мм от края воронки, нарушение заземления корпуса воронки

ежденные кабели и кабель золяции подвергаются ис [ричин повреждений и ра

Перекрещивание, изломы, крутые изгибы, продольное перекручивание и изменение круглой формы, глубокие складки и сильная волнистость на оболочке

Незначительные механические повреждения (неглубокие вмятины и т.п.)

Переплетение фаз, свинцовые конусы в месте уплотнения горловины, длинные концы фаз над воронкой

ные муфты (образцы) п р и следованиям (лаборатор-;работки мероприятий по

ВЛ 35+110 кВ и выше, проработавших 25 лет и более, при отбраковке контактных соединений 5 % и более - ежегодно; при отбраковке контактных соединений менее 5 % - не реже 1 раза в 3 года;

ВЛ 110 кВ и выше, а также ВЛ, работающих с предельной токовой нагрузкой или питающих ответственных потребителей, или работающих в условиях повышенного загрязнения атмосферы, больших ветровых и гололедных нагрузках - ежегодно;

остальных ВЛ - не реже одного раза в 6 лет.

Сроки проверки работоспособности устройств пожарной сигнализации и пожаротушения, находящихся в кабельных сооружениях, устанавливаются местными инструкциями.

11.8. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ АППАРАТЫ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В

Электрические аппараты (ЭА) напряжением до 1000 В в зависимости от их назначения и конструктивного исполнения подразделяются на:

рубильники и переключатели; выключатели автоматические; пускатели магнитные, контакторы; выключатели и переключатели пакетные; командоаппараты, контроллеры и командоконтроллеры; кнопки и станции управления; ящики сопротивления и реостаты;

электромагнитные муфты и тормоза; пункты распределительные; щитки осветительные; предохранители; арматура осветительная.

11.8.1. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И ВИДАМ РЕМОНТА

В связи с большим разнообразием видов и типов аппаратов типовой объем работ по техническому обслуживанию дан для всех общий. При ремонте аппаратов во взрывозащищенном исполнении следует руководствоваться РД 16.407-95.

В типовой объем работ технического обслуживания входят следующие операции:

наружный осмотр аппаратов и устранение видимых повреждений;

проверка соответствия аппаратов условиям эксплуатации и нагрузке;

чистка наружной части аппаратов от пыли и загрязнения, смазка трущихся элементов деталей;

проверка состояния коммутационных проводов, кабелей, контактных соединений и заземления;

проверка наличия нагревательных элементов и тепловых реле и их соответствия номинальному току токоприемника;

проверка уровня и температуры масла, отсутствия течи и доливка масла (при необходимости);

проверка следов перегрева элементов сопротивления, контактов пускорегулирующих аппаратов;

проверка наличия и исправности механической блокировки; регулирование одновременности включения и отключения ножей рубильников и переключателей;

замена предохранителей и плавких вставок; проверка креплений корпусов, аппаратов, светильников и проводов;

проверка исправности кожухов, рукояток, замков, ручек, шкафов;

затяжка крепежных деталей и контактных соединений, чистка контактов;

проверка работы приводного механизма и блокировок; проверка наличия соответствующих надписей на щитках, панелях и аппаратах;

проверка работы сигнальных устройств и целостности пломб на реле и других аппаратах;

наружный осмотр взрывозащищенной оболочки (для аппаратов во взрывозащищенном исполнении);

а) для электромагнитных муфт и тормозов проверка нагрева дисков и корпуса муфты; проверка крепления корпуса муфты для предотвращения осевых перемещений;

проверка зазора между направляющей втулкой якоря и валом; проверка исправности элементов системы охлаждения; проверка крепления контактных колец на корпусе; проверка легкости перемещения и четкости включения и отключения муфты;

б) для силовых полупроводниковых преобразователей проверка работоспособности отдельных узлов и основных элементов (пускорегулирующей аппаратуры, блоков управления, реле и т.п.) и преобразователя в целом;

проверка работы системы охлаждения (вентиляторов) силовых блоков;

проверка уровня шума, степени отрицательного влияния на питающую сеть и подключение к ней различных электроприемников;

устранение мелких дефектов, выявленных в процессе визуального осмотра в отключенном состоянии и при работе под нагрузкой.

Типовой объем работ при текущем ремонте

В объем работ при текущем ремонте входят все операции технического обслуживания, а также: контроль технического состояния;

частичная разборка аппаратов при выявлении неполадок (дефектов);

чистка, промывка, протирка и сушка механических и контактных деталей;

выявление дефектных узлов и деталей, их ремонт или замена;

зачистка и притирка всех контактных поверхностей; проверка и регулировка плотности прикасания и одновременности включения соответствующих групп контактов;

замена сигнальных ламп и ремонт их арматуры (по необходимости);

проверка и замена изоляторов (по необходимости); проверка целостности и замена элементов сопротивлений (по необходимости);

проверка исправности дугогасительных камер и их ремонт (по необходимости);

ремонт или замена катушек электромагнитов, контакторов и обмоток различного напряжения (по необходимости);

восстановление изоляционного покрытия на катушках, панелях, перегородках и других деталях;

ремонт и замена подшипников и валов, смазка шарнирных соединений;

проверка состояния предохранителей и их замена (по необходимости);

проверка состояния наконечников, выводов и цепей вторичной коммутации аппаратов;

восстановление поврежденной окраски и необходимых надписей, а также:

а) для автоматов, магнитных пускателей и контакторов проверка и регулировка хода и нажатия подвижных контактов;

регулировка одновременности включения по фазам и величины зазора между подвижными и неподвижными рабочими контактами;

проверка состояния главных и вспомогательных контактов (при необходимости - замена);

б)    для распределительных пунктов и осветительных щитков

ремонт или замена отдельных деталей и узлов аппаратов (при необходимости);

проверка состояния ошиновки и электропроводки, подтяжка всех креплений и выводов и при необходимости их ремонт; ревизия автоматов;

мелкий ремонт корпуса сборок и запоров (по необходимости);

проверка состояния концевых заделок кабелей; проверка правильности положения рукоятки вводного рубильника или автомата в крайних положениях; проверка и ремонт цепей вторичной коммутации; проверка цепей световой сигнализации; проверка работы приводов или рычагов тяги; окраска панелей при необходимости;

в)    для электроосветительной арматуры

проверка крепления патронов, проводов в светильниках и замена неисправных;

замена рефлекторов и отдельных светильников; проверка протяжки тросов и растяжек и при необходимости их замена;

проверка уровня освещенности помещения с одновременным замером напряжения в сети в соответствии с требованиями ПЭЭП и ПТБ;

г)    для командоаппаратов, командоконтроллеров и контроллеров

переклепка тормозных колодок (при необходимости); проверка правильности работы блокировки и точности фиксации положений барабанов;

проверка давления, прилегания и разрыва контактов; проверка взаимодействия отдельных узлов и механизмов; проверка работоспособности редуктора, отладка и замена его со сменой масла (по необходимости);

проверка креплений барабанных секторов;

д)    для электромагнитных муфт и тормозов

смена изношенных щеток, регулировка щеткодержателей; дополнение смазки подшипников;

чистка контактных колец и притирка поверхностей трения; проверка сопротивления изоляции обмоток возбуждения и цепей их питания;

замена дисков и разводных колец при необходимости; замена втулок, уплотнений;

е)    для силовых полупроводниковых преобразователей проверка исправности предохранителей;

проверка состояния вентильных и тиристорных блоков, дросселей, реакторов, стабилизаторов;

проверка паек и затяжки резьбовых соединений; протирка (спиртом) контактов и разъемов силовых блоков, блоков управления, защиты и регулирования;

проверка состояния системы охлаждения силовых блоков. После ремонта проводится испытание преобразователей в соответствии с требованиями Приложения 1 ПЭЭП.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

В объем работ при капитальном ремонте входят операции текущего ремонта, кроме того: разборка аппаратов; чистка, промывка и сушка деталей;

ремонт вышедших из строя деталей и отдельных узлов, замена деталей механических частей аппаратов;

замена выводов, крепежных деталей и запорной арматуры; ремонт и замена корпусов и кожухов дугогасительных камер; замена изоляционного масла в маслонаполненных аппаратах;

ремонт элементов взрывозащиты, в аппаратах во взрывозащищенном исполнении, а также:

а) для автоматических выключателей, магнитных пускателей и контакторов

проверка и регулировка хода и нажатия подвижных контактов;

регулировка одновременности включения по фазам и величины зазора между подвижными и неподвижными рабочими контактами;

проверка действия и регулировка механизма теплового реле и электромеханического привода;

б) для командоаппаратов, командоконтроллеров и контроллеров

проверка работоспособности редуктора и при необходимости его замена со сменой масла; проверка барабанных секторов; переклепка тормозных колодок;

проверка взаимодействия отдельных узлов и механизмов, регулировка фиксации по отношению к указателям положения;

в)    для комплектных распределительных устройств проверка и настройка максимальной токовой защиты, состояния трансформаторов тока и напряжения;

проверка состояния разъединителей вторичных цепей, разрядника, ширины взрывонепроницаемых щелей (зазоров) между крышками и корпусом;

г)    для силовых полупроводниковых преобразователей замена вышедших из строя (дефектных) полупроводниковых приборов (вентилей, тиристоров и т.п.);

ремонт или замена пусковой и защитной арматуры; замена конденсаторов и измерительных приборов (при необходимости);

проверка и ремонт системы охлаждения силовых блоков; проверка работоспособности цепей блокировки; настройка блоков автоматического регулирования, управления, защиты.

После ремонта проводятся наладка и испытания аппаратов, преобразователей в соответствии с требованиями Приложения 1 ПЭЭП и инструкций заводов-изготовителей.

11.8.2. ПЕРИОДИЧНОСТЬ КОНТРОЛЯ И РЕМОНТА

Контроль работоспособности электрических аппаратов напряжением до 1000 В осуществляется при оперативном контроле (1 раз в сутки); периодическом техническом обслуживании (осмотр 1 раз в месяц или совместно с присоединенным оборудованием), сезонном техническом обслуживании и плановом диагностическом контроле (1 раз в 6 мес) с использованием приборов инфракрасной техники или других средств диагностики. Периодичность ремонтов устанавливается ответственным за электрохозяйство НУ (ЛПДС) в зависимости от состояния аппаратов и с учетом результатов диагностического контроля, осмотра и местных условий.

Периодичность текущего и капитального ремонтов представлена в табл. 11.17.

Аппараты

Периодичность

Т, мес

К, лет

Рубильники, переключатели, выключатели автоматические универсальные и установочные, пускатели магнитные, выключатели и переключатели пакетные, командоаппараты и командоконт-роллеры, реостаты сопротивления, контакторы, кнопки и станции управления, муфты и тормоза электромагнитные Пункты распределительные Предохранители

Прожекторы

Щитки, арматура и электропроводка рабочего освещения

То же аварийного освещения Электропечи сопротивления нагревательные

Шкафы сушильные Преобразователи тиристорные

Датчики-преобразователи Трансформаторы малой мощности для освещения, цепей управления и т.п.

По техническому состоянию и совместно с текущим ремонтом присоединенного оборудования

24

24

По техническому состоянию То же

12

6

12

По техническому состоянию

3

По техническому состоянию То же

Замена по техническому состоянию

То же 3

6

По техническому состоянию То же

11.9. КОНДЕНСАТОРНЫЕ УСТАНОВКИ

В состав электрооборудования НПС включаются конденсаторные установки (КУ) напряжением до 1000 В и выше, в основном предназначенные для повышения коэффициента мощности.

11.9.1. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И ВИДАМ РЕМОНТА

Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В состав операций технического обслуживания входят следующие работы:

проверка исправности блокировок безопасности ограждений, запоров, защитных средств и средств пожаротушения;

проверка целостности элементов аппаратуры, качества электрических соединений шин и проводов, болтовых и винтовых соединений;

очистка от пыли и грязи поверхностей изоляторов, ошиновки и конденсаторных батарей, пусковой аппаратуры, проверка их исправности;

проверка целостности изоляторов, предохранителей; проверка температуры окружающего воздуха в помещении (в период наиболее высокой температуры);

проверка равномерности нагрузки отдельных фаз и величины напряжения (по показаниям щитовых приборов в цепи батарей);

проверка наличия заземления щитов (шкафов).

Результаты технического обслуживания заносят в оперативную документацию (эксплуатационный журнал).

Типовой объем работ при текущем ремонте

В объем текущего ремонта входят работы технического обслуживания устранением всех выявленных дефектов, а также: отключение установки от питающей сети и контрольный разряд конденсаторов;

очистка от загрязнений поверхности изоляторов, ошиновки, банок конденсаторов, пусковой аппаратуры и т.п. (при необходимости окраска);

проверка их исправности;

проверка степени затяжки гаек в контактных соединениях, зачистка (при необходимости);

проверка целостности предохранителей и цепи разряда конденсаторов;

замена вышедших из строя конденсаторов новыми; внешний осмотр качества присоединения заземляющих проводников заземляющему контуру;

проверка отсутствия замыкания между изолированными выводами и корпусом;

измерение сопротивления изоляции силовых цепей (кабелей, проводов, шин и т.п.);

измерение сопротивления изоляции цепей управления, измерения, сигнализации и блокировки установки;

опробование устройств управления, автоматики, релейной защиты и приводов разъединителей и выключателей, их регулировка;

испытания проводятся в соответствии с ПЭЭП.

В объем капитального ремонта входят операции текущего ремонта, а также:

замена неисправных конденсаторов (конденсаторных батарей);

замена силовых кабелей (при необходимости); проверка работы всех пусковых аппаратов, замена их при необходимости;

покраска металлических частей;

испытание конденсаторов в соответствии с ПЭЭП.

11.9.2. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ РАБОТОСПОСОБНОСТИ КОНДЕНСАТОРНЫХ УСТАНОВОК

С целью обеспечения (сохранения) работоспособности КУ помещение, где они размещены, должно быть оснащено:

принципиальной схемой установки, перечнем конденсаторов с указанием порядкового номера, номинальной мощности и емкости каждого конденсатора и батареи в целом;

резервным запасом предохранителей на соответствующие номинальные токи плавких вставок;

термометром (либо другим прибором) для измерения температуры окружающего воздуха;

специальной (разрядной) штангой для контрольного разряда конденсаторов;

противопожарными средствами.

Замер температуры окружающего воздуха в помещении проводится оперативным персоналом ежедневно в самое теплое время суток. Температура окружающего воздуха в месте установки конденсаторов должна быть не выше максимального значения, указанного на табличке с техническими данными.

При проверке капельной течи масла возможно обнаружение незначительных пятен (отпотеваний), что не дает оснований для отключения конденсаторной установки и вывода ее в ремонт. Дальнейшая эксплуатация КУ допускается при постоянном наблюдении (контроле) оперативным персоналом.

Оперативный персонал должен отключить КУ при следующих обстоятельствах:

при напряжении на шинах, к которым присоединены конденсаторные батареи, превышающем 110 % номинального напряжения конденсаторов;

при температуре окружающего воздуха, превышающей наивысшую температуру, допустимую для конденсаторов данного типа;

при вспучивании стенок конденсаторов;

при неравномерности нагрузки фаз конденсаторной установки более 10 %;

при увеличении силы тока батареи более чем на 15 % от номинального значения;

при отклонении емкости конденсатора от номинальной свыше определенных допустимых пределов, указанных в ПЭЭП и ПТБ.

11.9.3. ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА

Осмотр (оперативный контроль) конденсаторных установок проводится оперативным (дежурным) персоналом один раз в смену.

Техническое обслуживание конденсаторных установок проводится без их отключения не реже 1 раза в 10 дн для установок мощностью до 500 кВар и не реже 1 раза в декаду для более мощных установок.

Внеочередные осмотры конденсаторных установок проводятся в случае появления шума, разрядов в конденсаторах, повышения напряжения на зажимах или температуры окружающего воздуха до значений, близких к предельно допустимым, и при других отклонениях в работе КУ.

Текущие ремонты конденсаторной установки до 1 кВ и выше проводятся с обязательным отключением от сети не реже 1 раза в год.

Периодичность капитального ремонта конденсаторной установки устанавливается ответственным за электрохозяйство НУ (ЛПДС) в зависимости от технического состояния установки, но не реже 1 раза в 8 лет.

Ремонт и осмотр конденсаторных установок проводятся одновременно с ремонтом и осмотром основного электрооборудования, к зажимам которого присоединены конденсаторы или конденсаторные установки.

Объем и сроки ремонтов могут уточняться ответственным за электрохозяйство с учетом результатов диагностического контроля и технического обслуживания.

11.10. УСТРОЙСТВА МОЛНИЕЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК

К устройствам молниезащиты оборудования и сооружений магистральных нефтепроводов относятся:

устройства молниезащиты ВЛ и разрядники; заземляющие устройства электроустановок; устройства молниезащиты зданий и сооружений; молниеотводы.

Защита от электростатической индукции и статического электричества механо-технологического оборудования, аппаратов и воздуховодов выполняется присоединением их к контуру защитного заземления электрооборудования.

11.10.1. ТИПОВОЙ ОБЪЕМ РАБОТ

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ И ВИДАМ РЕМОНТА

Типовой объем работ по техническому обслуживанию

Контроль технического состояния устройств молниезащиты электроустановок, зданий и сооружений осуществляется в соответствии с учетом оперативной ситуации и конструкции молниеотводов. В объем работ по техническому обслуживанию входят следующие операции:

а) для устройств молниезащиты ВЛ

проверка состояния и разрегулировки молниезащитных тросов;

контроль состояния изоляторов всех типов для подвески молниезащитного троса;

проверка соединений тросов;

перед началом грозового сезона обязательный ежегодный контроль переходного сопротивления болтовых соединений молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлите-лями;

выборочная (по усмотрению ответственного за электрохозяйство) проверка исправности заземления крючков и штырей изоляторов, установленных на железобетонных опорах, арматуры опор, при наличии нулевого провода - контроль зануле-ния этих элементов;

проверка заземления и зануления крюков и штырей изоляторов на опорах, имеющих защиту от грозовых перенапряжений, а также там, где выполнено повторное заземление нулевого провода (на ВЛ, установленных на деревянных опорах);

б) для заземляющих устройств опор ВЛ и электрооборудования

внешний осмотр;

проверка состояния элементов заземляющих устройств; проверка наличия и состояния цепей между заземлителями и заземляющими элементами;

проверка состояния пробивных предохранителей в установках напряжением до 1000 В;

контроль целостности окраски и антикоррозионного покрытия заземляющих устройств;

проверка (уточнение) тока однофазного короткого замыкания, стекающего в землю с заземлителя оборудования;

контроль доступности заземляющих проводников для осмотра и ремонта;

измерение удельного сопротивления;

в)    для устройств молниезащиты зданий и сооружений визуальный осмотр состояния устройств (молниеприемни-

ков, токоотводов, заземлителей); проверка контура заземления;

проверка целостности антикоррозионных покрытий; проверка наличия предупредительных плакатов и надписей; осмотр устройств молниезащиты проводится также после каждой грозы, вызвавшей срабатывание устройств релейной защиты;

г)    для молниеотводов

проверка целостности антикоррозионных покрытий; проверка обозначений защитных зон молниеотводов, прожекторных мачт.

Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте устройств молниезащиты выполняются операции технического обслуживания, а также:

а)    для устройств молниезащиты ВЛ замена поврежденных изоляторов;

ревизия трубчатых разрядников (трубчатые разрядники

1 раз в 3 года должны быть сняты с опор для проверки);

измерение сопротивления заземлений, в том числе повторных заземлений нулевого провода;

б) для заземляющих устройств опор ВЛ и электрооборудования

определение сопротивления заземляющего устройства; проверка и ремонт контактных соединений; испытание в соответствии с требованиями ПЭЭП;

покраска, опробование;

в) для молниеотводов

измерение сопротивления заземления молниеотвода; измерение сопротивления заземлителей опор, на которых установлены молниеотводы; покраска.

Профилактические проверки и измерения на ВЛ и токо-проводах, а также испытания вентильных и трубчатых разрядников, заземляющих устройств проводятся в соответствии с ПЭЭП.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте устройств молниезащиты выполняются операции текущего ремонта, а также:

а)    для устройств молниезащиты ВЛ

проверка состояния молниезащитных тросов, вырезка и замена дефектных или изношенных участков; перетяжка (регулировка) тросов;

контроль соединений молниезащитных тросов, установка и замена их соединителей;

проверка и замена дефектных изоляторов и арматуры; замена крюков и штырей; замена трубчатых разрядников; измерения и проверки в соответствии с ПЭЭП; ремонт или замена заземляющих спусков и мест присоединения их к заземляющему контуру;

установка недостающих устройств молниезащиты;

б) для заземляющих устройств опор ВЛ и электрооборудования

осмотр со вскрытием грунта (выборочно);

ремонт контуров заземления, включая замену отдельных контуров;

измерение сопротивления заземляющего устройства; измерения и проверки в соответствии с ПЭЭП;

в)    для устройств молниезащиты зданий и сооружений измерение сопротивления заземлений;

ремонт контуров заземления, включая замену отдельных их участков;

г)    для молниеотводов замена, при необходимости; ремонт фундамента.

11.10.2. ПЕРИОДИЧНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ, КОНТРОЛЯ И РЕМОНТА

Технический осмотр и ремонт устройств молниезащиты проводятся одновременно с осмотром и ремонтом электроустановок согласно графику ТОР. Периодичность технического обслуживания и ремонта устройств молниезащиты приведена в табл. 11.18 и может уточняться по результатам проведения испытаний, предусмотренных нормами ПЭЭП, с учетом технического состояния.

Для определения технического состояния заземляющего устройства осуществляется:

внешний осмотр видимой части заземляющего устройства; осмотр с проверкой цепи между заземлителем и заземляемыми элементами (выявление обрывов, неудовлетворительных контактов в проводнике, соединяющем аппарат с заземляющим устройством), а также проверка пробивных предохранителей трансформаторов;

измерение сопротивления заземляющего устройства (с составлением акта);

проверка цепи "фаза - нуль";

проверка надежности соединений естественных заземлите-лей.

Проверку надежности соединений естественных заземлите-лей проводят через год после включения в эксплуатацию, в последующем - не реже 1 раза в 6 лет. На участках заземляющих устройств, подверженных интенсивной коррозии, устанавливается более частая периодичность технического обслуживания и контроля. Неплановое измерение сопротивления заземляющих устройств проводится после их переустройства и капитального ремонта.

Т а б л и ц а 11.18

Периодичность технического обслуживания и ремонта устройств молниезащиты

Оборудование

Периодичность, мес

ТО, мес

Т, мес

К, лет

Устройства молниезащиты

12

36

Совместно с ВЛ

ВЛ

Заземляющие устройства

Совместно

36

Совместно с оборудовани

электрооборудования и

с оборудо

ем и опорами ВЛ

опор ВЛ

ванием и

опорами

ВЛ

Трубчатые разрядники

12

36

6

Вентильные разрядники

12

36

Не реже 1 раза в 8 лет

Устройства молниезащиты

12

36

Совместно с ремонтом зда

зданий и сооружений

ний и сооружений

ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ И ПОДПОРНЫХ НЕФТЯНЫХ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

12.1. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Магистральные центробежные насосы - мощные энергоемкие машины, поэтому эффективная экономичная эксплуатация их - весьма важная задача обслуживающего персонала. Необходимо также поддерживать высокую надежность этих машин, что значительно снижает расходы на ремонт и эксплуатацию.

Экономичность работы насосного оборудования определяется значением КПД в процессе эксплуатации. В связи с этим п р и эксплуатации необходимо осуществлять анализ фактических напорных и энергетических характеристик насосов и разрабатывать мероприятия по их улучшению.

Проведенные промышленные испытания и опыт эксплуатации магистральных насосов показывают, что эти насосы не уступают лучшим зарубежным образцам. Однако фактические показатели работы насосных агрегатов при перекачке нефтей показывают, что КПД их в среднем ниже на 6 %, а развиваемый напор - на 9... 10 % по сравнению с паспортными.

Это снижение приводит к значительному экономическому ущербу. Для иллюстрации приведем пример: определим ущерб от снижения КПД насоса НМ 10000-210 по сравнению с паспортом на 5 % в оптимальном режиме при перекачке нефти с

плотностью 860 кг/м3. В указанном режиме КПД насоса 0,89, а двигателя 0,97.

Затраты мощности двигателя составят, если он работает в соответствии с паспортными данными, 5700 кВт. Пять процентов от этой величины составляют 285 кВт. При годовой работе насоса (8400 ч) потери электроэнергии составят 2394 тыс. кВт ч.

Этот простой пример четко иллюстрирует важность мероприятий по повышению экономичности работы насосов.

Основными причинами снижения КПД магистральных насосов типа НМ при работе на нефтях по сравнению с паспортными являются:

причины, связанные с отклонениями в размерах машины при ее изготовлении;

увеличение объемных потерь в щелевых уплотнениях из-за увеличения зазоров в уплотнительных кольцах сверх нормативных;

увеличение уровня вибрации насоса в результате некачественной сборки, монтажа, возникающих дефектов или кавитации в насосе;

изменение диаметра рабочего колеса путем обточки, отклонение его фактических размеров от проектных, погрешности при его монтаже в насос (несимметричность расположения относительно улитки; смещение выходных кромок половинок рабочих колес относительно друг друга, неравенство щелевых зазоров уплотнения колеса и др.);

влияние вязкости перекачиваемой нефти; содержание свободного газа в перекачиваемой жидкости; недостаточный подпор для первого по потоку насосного агрегата;

работа насосов на нестационарных режимах, зависимость работы насоса от его положения по потоку, влияние схемы подвода жидкости к насосу и другие причины.

Для иллюстрации изложенного остановимся коротко на причинах, снижающих КПД насосов, типа НМ 10 000-210 с ротором на 1 2 500 м3/ч.

Снижение КПД, связанное с отклонениями геометрических размеров насоса при его изготовлении и сборке

Отметим, что параметрические испытания магистральных насосов типа НМ, изготовленных Сумским насосным заводом согласно ГОСТ 6134-71, проводятся на холодной воде, при числе оборотов 25 с-1. Для снятия рабочих характеристик испытуемый насос тщательно готовится. При этом проверяются соответствие требованиям документации всех геометрических размеров и допусков как рабочего колеса, так и корпуса насоса.

В случае отклонения рабочих характеристик испытуемого насоса от характеристик по ТУ его доводят. Под доводкой понимается вскрытие насоса, проверка и устранение отклонений геометрических размеров, устранение шероховатостей, неровностей во внутренних полостях рабочего колеса и корпуса насоса и т.д.

Необходимо отметить, что параметрическим испытаниям подвергаются согласно ГОСТ 6134-71 выборочные и доведенные насосы из данной серии. Все остальные насосы согласно этому стандарту должны подвергаться испытаниям на соответствие создаваемому напору в диапазоне подач, соответствующих рабочей зоне.

Случайные отклонения размеров и формы деталей насосных агрегатов, связанные с технологией их изготовления и качеством обработки поверхностей (дефекты при литье, несоответствие геометрии проточной части чертежам, изменения толщин лопаток, входных и выходных диаметров, зазоров в уплотнениях, повышенная шероховатость и наплывы в проточной части и т.д.), приводят к несоответствию фактических характеристик паспортным. Различия между паспортными и индивидуальными характеристиками, а также между характеристиками насосов одной серии, корпуса и колеса которых считаются идентичными, но отливаются в разное время, могут быть значительными.

Выполненными исследованиями парка насосов было установлено, что разброс из-за небольших случайных отклонений в размерах десяти однотипных насосов составил по мощности от 7,5 до 30 %, по напору в номинальной точке до 7 % и до 13 % при нулевой подаче. При обследовании во ВНИИАЭН двух серийно изготовленных насосов НМ 3600-230 № 211 и № 213 установили, что на поверхности проточной части имелись шероховатости и волнистости высотой до 3 мм, а в крышке под языком и в отводящем канале - пригар высотой до

5 мм и местный наплыв на языке размером 5x7x15 мм.

Были отмечены значительные деформации спирали отвода. Расчетное сечение спирали отвода зажато до 7 % (рис. 12.1) за счет утолщения языка. Местное несовпадение контуров каналов крышки и корпуса составило 3-5 мм. Вследствие этого индивидуальные характеристики насосных агрегатов изменились по сравнению с паспортными (табл. 12.1). Видно, что

Рис. 12.1. Пример деформации спирали отвода

фактические оптимальные режимы значительно не соответствуют расчетным.


Естественно, геометрические отклонения влияют на характеристики насоса во всей области подач. На величину отличия фактических параметров насосов от паспортных влияет то, что условия измерения параметров на НПС отличаются от предписываемых ГОСТ 6134-71. Не рациональность измерения подачи на каждой НПС, отсутствие требуемых ГОСТом прямых участков при определении давления (хотя, в этом случае, можно рекомендовать получение паспортных характеристик при подводе нефти, как в условиях эксплуатации, согласно примечанию к п. 2.14 ГОСТ 6134-71), измерение давления только на нагнетательной линии насоса, неточность располо-

Т а б л и ц а 12.1

Расчетные и фактические параметры насоса НМ 3600-230

< на

Расчетный

режим

Оптимальный

режим

соса

Qрасч,

м3

расч,

м

nрасч,

%

факт,

м

Пфак^ %

Зоп^ м3

опт,

м

Поп^ %

211

3600

230

87

239

83

3000

270

86

213

3600

230

87

242

84,5

3200

261

85,5

жения точки отбора давления приводят к дополнительному искажению индивидуальных характеристик насоса.

Рассмотрим подробное влияние отклонений некоторых геометрических параметров на характеристики насоса. В рабочей зоне работы насосного агрегата наибольшее влияние оказывают: наружный диаметр колеса D2, ширина выходного канала Q2, угол выхода лопатки в 2 , толщина лопатки на выходе 6 2, расстояние между рабочим колесом и языком спирали и форма языка, площади сечения спирали отвода.

При частичных расходах также оказывают значимое влияние на характеристики входной диаметр колеса, толщины покрывного и основного дисков, зазор в уплотнении, форма входа лопастей рабочего колеса, смещение оси колеса и отвода и т.д.

Однако при подачах, меньше номинальной, доминирующим становится влияние противотока и закрутки потока, которые распространяются далеко в область всасывания, повышая давление на периферии сечения и снижая тем самым значение измеряемого напора. Сложный и недостаточно изученный характер потока на входе в колесо при частичных подачах и трудность одновременного учета всех возможных отклонений геометрических параметров не позволяют прогнозировать изменение характеристик насоса в этой области. Для дальнейшего анализа ограничимся зоной максимального КПД, в которой влияние отклонений основных геометрических размеров выявляется с помощью довольно простых формул.

Напор колеса Нк определяется по следующей формуле:

Н, . Ai - в •    2 Qi,

ч    D2ч

где A и В - безразмерные постоянные, определяемые экспериментально; и2 - окружная скорость вращения на выходе из колеса; q - ускорение свободного падения.

Производительность колеса QKопределяется следующим выражением:

Qk = ^282^2,

где и12 - радиальная составляющая абсолютной скорости на выходе колеса.

Полагая гидравлический пг = Нр и объемный пг =Q КПД в

К    К

зоне максимального КПД насоса практически постоянными, можно получить следующие выражения при изменении основных геометрических параметров.

Изменение ширины выходного канала В2.

Относительное изменение подачи насоса при постоянном значении напора выражается формулой

I AQ ^    _    АВ2

I Q J В^ В2 ’

тогда для новой точки Q + (AQ)P2 - H относительное изменение мощности в первом приближении

Ian ,    1 aq 'i

*NJ В2 _ IQJ *

Анализ погрешности изготовления деталей насосов показал, что рабочие колеса промышленных образцов выходят с отклонениями по В2 ± 2 %, что приводит к идентичным отклонениям

1aq1 |an,

+QJ В2 _ +NJ *

Изменение угла выхода лопатки в 2 , приводит к изменению подачи Q при неизменном значении Н:

1 AQ\    _ Ав 2

+ Q Je    Sinp 2 • cosP 2,

где в 2 - угол в радианах.

Для новой точки Q + (AQ)e2 - H относительное изменение

мощности Ian ,    1    aq 1

* n Jt,"+Q Jt

Неточности при литье колеса могут приводить к отклонениям в 2 порядка ±1°, что для расчетного угла в 2 ~20 приводит к относительному изменению

lAQ 1    ±(5+6) %.

I Q Jf

К изменению подачи насоса приблизительно такого же порядка приводит отклонение угла входа в1 на ±1°.

Изменение средней толщины лопатки на выходе 62 так же, как любое изменение толщины лопатки по длине, изменяет площадь поперечного сечения выхода каналов и, соответственно, скорость и12. При неизменном значении Н относительное изменение Q можно подсчитать по формуле

I AQ \    _ K А62

+ Q ]62 nD2Sinp 2 - K 6 2 ,

Z6 2

где Z - число лопаток колеса; K - параметр, зависящий от способа подрезки лопаток на выходе: подрезка отсутствует - K = = 1, подрезка только рабочей стороны лопатки - K = 1, подрезка рабочей и тыльной стороны лопатки - K = 0,5, подрезка только тыльной стороны лопатки - K = 0.

Для точки Q + (AQ)62 Н относительное изменение мощности приблизительно равно относительному изменению подачи:

)AN , IAQ\

I ^ ]6 2 _ l ^ ]6 /

При неточном литье относительное изменение толщины лопаток может достигать ±20 %, что приводит к изменению величины (AQ/Q)6j на ±1,5 %.

При отклонениях средней толщины лопаток на входе 61 наблюдается относительное изменение производительности того же порядка.

Большой интерес для изучения представляет влияние зазора между рабочим колесом центробежного насоса и языком спирального отвода, а также формы языка на параметры центробежного насоса.

Величина зазора между колесом и отводом должна быть оптимальной. Реальный поток, ориентируясь в области языка, "приспосабливается" к обтеканию с минимальными потерями. В момент прохождения концов лопастей колеса мимо языка спирали возникают гидравлические удары и пульсации давления, энергия которых для насосов с большим коэффициентом быстроходности ns довольно значительна. Если величина зазора мала, то местное ударное понижение давления до уровня, меньшего давления паров, может привести к локальной кавитационной эрозии, насос работает с шумом и повышенной вибрацией. Увеличение зазора путем обточки языка уменьшает интенсивность пульсаций. Кроме того, по некоторым исследованиям обточка аналогична подрезке выходных концов лопаток колеса: уменьшается крутизна напорной характеристики насоса, повышается напор при большей производительности. При нулевой подаче напор остается неизменным, максимальный КПД повышается и смещается в сторону больших подач (рис. 12.2). При чрезмерном увеличении зазора растут объемные потери, следовательно, снижается КПД.

Толщина языка своеобразно влияет на характеристики потока в спиральном отводе. Поток, поступающий со стороны рабочего колеса к языку, в так называемую "точку торможения", замедляется и часть его даже вытесняется назад в сторону колеса, из-за чего окружная симметрия потока за колесом нарушается даже для расчетной подачи. Однако при неизменном диаметре основной окружности спирального отвода максимальный КПД и оптимальная величина подачи остаются постоянными вплоть до значительных толщин языка, что подтверждает теорию об ориентировке, приспосабливаемости потока в точке торможения, о его малой реакции на имеющееся существенное нарушение окружной симметрии. Потери напора и, соответственно, КПД насоса связаны с потерями преобразования в напорном патрубке.

В реальном насосе отклонения размеров отличаются от величин, указанных в документации. Тогда, располагая необходимыми данными обмеров, общее относительное отклонение AQ

подачи —— можно определять как сумму элементарных откло-

H,y\AV    Обточенный

Рис. 12.2. Влияние обточки языка насоса на его характеристику (обточка до 10 %)


Q


Q

и прогнозировать

величину отличия подачи в номинальной точке.

На отклонение параметров магистральных насосов от пас-

портных, кроме дефектов заводского изготовления, влияют также качество монтажа, центровки, ремонта, обслуживания, режимы и длительность эксплуатации, значение подпора на входе насосов, система разгрузки торцевых уплотнений и т.д.

На гидродинамику потока и соответственно на величину потерь влияет смещение лопаток одной "половинки" рабочего колеса относительно другой, несимметричность расположения оси рабочего колеса относительно оси улитки, несоосность осей уплотнительного кольца рабочего колеса и самого рабочего колеса, выход потока утечек через уплотнение рабочего колеса в основной поток.

Влияние смещения лопаток одной "половинки" рабочего колеса относительной другой проверялось экспериментально.

Рабочее колесо насоса НМ 10 000-210 представляет собой соединение двух диагональных рабочих колес (двух "половинок") с лопатками двойной кривизной колеса имеют, как правило, семь лопаток. В практике эксплуатации насосов могут встречаться случаи, когда "половинки" рабочих колес располагаются симметрично или имеют смещение (рис. 12.3). При конечном числе лопаток величина относительной скорости по ширине канала неравномерна. Течение в таком канале условно можно рассмотреть состоящим из равномерного относительного и наложенного осевого вихря (рис. 12.4). Наложение осевого вихря на поле относительного движения приводит к суммарному относительному движению с неравномерной скоростью. На лицевой стороне лопаток эта скорость меньше, а на тыльной больше W2l W2a. Осевой вихрь вызывает отклонение относительной скорости W2 на величину AW2. Суммарный фактический вектор W21имеет угол в2 меньший конструктивного в2 (рис. 12.5). Это отклонение вызывает уменьшение составляющей скорости С2 и, по сравнению с ее значением п ри бесконечном числе лопаток С, что в конечном счете ведет к уменьшению теоретического напора Н тв реальном колесе. Из рис. 12.5 видно, что С2и меньше, чем С, следовательно, на основании уравнения Эйлера:

^2С^2С• Н < Н

9    <    9    ’    т    тто'

Это уменьшение напор Н т приводит соответственно к уменьшению полезного напора, затрачиваемого на перекачку.

Осевой вихрь вызывает также изменение абсолютной скорости по величине и по направлению. Изменение скоростей

Рис. 12.3. Варианты смещения "половинок" рабочих колес относительно друг друга:

I - нет смещения "половинок" рабочих колес относительно друг друга - симметричное расположение; I I - смещение "половинок" - 25 %; III - смещение "половинок" - 50 %; а -левая "половинка" рабочего колеса; а - правая "половинка" рабочего колеса


Рис. 12.4. Изменение относительной скорости в межлопаточных каналах рабочего колеса

A W2

С *

С2 Л

г

\»2 \»2

с с

У\сх%

P^/Nk

\а2 1

1 Р2Г\

Сги

Сш

иг

Рис. 12.5. Деформация скоростей на выходе из каналов рабочего класса

приводит к изменению давления. Наибольшее давление - на лицевой стороне лопаток, наименьшее - на тыльной.

График изменения давления по длине всей окружности выхода из колеса имеет вид функции с разрывами непрерывности в местах расположения лопаток (рис. 12.6). Давление в

Рис. 12.6. Эпюра давления на выходе из каналов рабочего колеса

неподвижной точке пространства, связанном с корпусом насоса, будет циклически изменяться в зависимости от положения рабочего колеса. При симметричном расположении лопаток рабочего колеса насоса, составленного из двух рабочих колес с радиально-осевым выходом (рис. 12.7), вектор абсолютной скорости С2 направлен нормально к выходной поверхности лопаток под углом в (примерно в = 10°) к плоскости соединения двух рабочих колес. Условно вектор С 2 можно разложить на три составляющие: окружную составляющу ю скорости C2u, радиальную C 2r и осевую С (см. рис. 12.5, 12.7). Окружная составляющая абсолютной скорости направлена по касательной к выходу и параллельна плоскости соединения рабочих колес, радиальная нормальна к выходу, а осевая - по направлению оси рабочего колеса.

При симметричном расположении лопаток осевые составляющие абсолютной скорости, способствующие сжатию потока жидкости на выходе из рабочего колеса, равны по величине и направлены навстречу друг другу в любой точке окружности на выходе из каналов рабочего колеса. Это вызывает конфу-зорность потока на выходе и способствует некоторому уменьшению гидравлических потерь. При симметричном расположении лопаток суммарный поток жидкости на выходе из рабочих колес является симметричным относительно плоскости разъема, и переток жидкости между колесами в осевом направлении отсутствует.

Осевые вихри двух рабочих колес с односторонним входом на выходе направлены при этом в одну сторону и не тормозят

Рис. 12.7. Составляющие абсолютной    Рис. 12.8. Составляющие    абсолютной

скорости потока на выходе из рабоче-    скорости потока на выходе    из рабочего колеса при симметричном располо-    го колеса при смещении (сдвиге) лопа-

жении лопаток    ток

друг друга. При этом градиент давления между парой рабочих колес отсутствует.

При смещении лопаток рабочих колес осевые вихри на выходе из рабочих колес смещены относительно друг друга. Осевые вихри двух рабочих колес в плоскости соединения взаимодействуют. Возникает градиент осевой абсолютной скорости (рис. 12.8), который циклически изменяется по величине и направлению. Соответственно, эпюра давления имеет разрывы непрерывности не только в местах расположения лопаток (см. рис. 12.6), но и в плоскости соединения рабочих колес.

Циклические изменения осевой составляющей абсолютной скорости по величине и направлению приводят к перетоку между колесами и дополнительным гидравлическим потерям, что в конечном счете снижает напор, создаваемый насосом, и КПД насоса.

Для повышения КПД насоса следует обеспечить симметрию граничных условий лопастного насоса в плоскости соединения колес. Условия достижения осевой симметрии наиболее благоприятны в насосе НМ 10 000-210 при симметричном расположении лопаток без смещения (сдвига) их относительно друг друга. Правомерность этих выводов проверялась экспериментально.

Влияние смещения лопаток на характеристики насоса исследовалось в промышленных условиях. Целью этих исследований явилась проверка теоретических положений уменьшения напора и КПД насоса НМ 10 000-210 при смещении лопаток рабочего колеса.

Объектом исследований явился насос № 1 (рабочее колеса диаметром D2 = 515 мм) нефтепровода НКК ЛПДС "Нур-лино". Для сравнения энергетических показателей приняты результаты испытания насоса № 1 с симметричным расположением лопаток рабочего колеса. При средней подаче Q = = 10 780 м3/ч и наработке 2000 ч получено среднее значение КПД, равное 81,1 %. При капитальном ремонте в насосе № 1 был установлен ротор со смещением лопаток рабочего колеса на 50 %. При средней подаче Q = 10 710 м3/ч, наработке 1200 ч и аналогичной величине зазоров в щелевом уплотнении колеса получено среднее значение КПД, равное 78,8 %.

Сравнения результатов испытаний показало, что КПД насоса при смещении лопаток рабочего колеса на 50 % уменьшился на 2,3 %. Необходимо отметить, что при сравнительных испытаниях не удалось добиться одинаковых исходных условий. Так испытания первого колеса проводились при наработке насоса 2000 ч, что больше, чем при испытаниях колеса со смещенными лопатками. Учитывая, что с увеличением наработки насоса КПД падает, можно ориентировочно считать, что смещение лопаток рабочего колеса насоса НМ 10 000-210 на 50 % снижает КПД на 2,5...2,6 %. Основной причиной снижения КПД при смещении лопаток рабочего колеса является уменьшение напора, создаваемого насосом. Так давление, создаваемое насосом при смещенных лопатках рабочего колеса, уменьшилось на 0,18 МПа.

Снижение КПД с ростом наработки связано с увеличением зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса. Но до сих пор нет единого мнения о причинах возникновения, характере и темпе износа уплотнений рабочих колес магистральных насосов и методов его уменьшения. Так одни считают, что основной причиной износа уплотнений рабочих колес является наличие механических примесей в нефти, а характер износа -абразивный. В качестве методов уменьшения скорости износа уплотнительных колец предлагается несколько методов поверхностного упрочнения.

Ряд промышленных исследований насосом НМ 10 000-210 подтверждает ранее сделанный вывод, что основной характер износа - задир металла обода колеса насоса при касании с чугунными уплотнительными кольцами. При этом отсутствует заметный абразивный и эрозионный износ уплотнительных поверхностей. Износ имеет несимметричный характер по окружности. Главными причинами задирного износа являются: динамический прогиб вала при частоте вращения выше критической;

несимметричность радиальных сил в колесе с двухсторонним отводом;

некачественная центровка рабочего колеса относительно уплотнительных колец;

несоосность осей вращения ротора с осью установки уплотнительного кольца рабочего колеса;

деформация уплотнительного кольца в результате усилий, возникающих при монтаже крышки насоса на основание; эллипсность кольца, получаемая при его изготовлении.

На основании анализа можно прийти к выводу, что упрочнение рабочих поверхностей уплотнительных колец не даст желаемого эффекта, а может привести к повышению износа уплотнительных поверхностей (шеек) рабочего колеса и повышенной вибрации.

Для проведения исследований изменения протечек нефти через уплотнительные узлы рабочего колеса и определения динамики износа уплотнительных узлов были проведены экспериментальные работы.

В крышке насоса выполнены два канала. Один канал предназначен для отбора давления в нагнетательной полости насоса в месте входа нефти в щелевое уплотнение рабочего колеса, второй канал - для отбора давления во всасывающей полости на выходе из уплотнения.

По изменению перепада давления Друкмежду нагнетательной и всасывающей полостями при работе насоса на одних и тех же режимах перекачки оценивалась динамика износа уплотнения колеса в процессе эксплуатации.

Анализ параметров, полученных в процессе испытаний, показал, что перепад давления Друк в уплотнении рабочего колеса и коэффициент давления Кук, равный отношению перепада давления к давлению выхода (нагнетания), величины непостоянные. С увеличением наработки значения перепада давления и коэффициента давления возрастают наиболее интенсивно в первые 250-300 ч эксплуатации. Кроме того, величины Друк и Кук зависят от режима работы насоса.

Полученные зависимости показывают, что с увеличением подачи Q насоса перепад Друк и коэффициент Кукуменьшаются. Так при изменении подачи Q от 11 600 до 13 100 м3/ч перепад Друк в уплотнении рабочего колеса и коэффициент Кук давления уменьшаются соответственно от 1,2 до 0,95 МПа и от 0,596 до 0,530.

Анализ эксплуатационных данных показывает, что часто при работе насосных агрегатов первыми по потоку их напор и КПД ниже, чем при работе второй или третьей ступенью. Так, насосные агрегаты № 2 и № 3 на НПС могут работать первыми и вторыми по потоку (№ 3 может работать и третьей ступенью). Эксперименты на НПС показали, что при работе насосов первым по потоку КПД насоса, как правило, на 1

2 % меньше величины КПД этого же насоса, если он работает вторым по потоку (при одинаковых подаче и времени наработки).

Причину снижения КПД первого по потоку насоса можно объяснить работой насоса в режиме частичной кавитации.

Таким образом, основная масса насосов, поставляемая на НПС, может иметь геометрические отклонения при изготовлении и сборке насоса от чертежей. Проточная часть может иметь также более высокую шероховатость.

Практически трудно, а иногда и невозможно устранить значительные шероховатости, другие дефекты, связанные с некачественным литьем корпуса насоса. Это относится ко всем магистральным и подпорным насосам.

Литье корпуса и крышки этих насосов, поставляемые для сборки на завод, имеют существенные шероховатости, превышающие допустимые.

Необходимо отметить, что хотя и проводится обработка полостей с целью уменьшения шероховатостей, но при изготовлении насоса не оценивается степень отклонения эквивалентной абсолютной шероховатости от допустимой, устанавливаемой техническими условиями.

Оценка шероховатости при сборке делается визуально, приближенно, путем осмотра доступных внутренних полостей насоса.

Рассмотрим некоторые наиболее часто встречающиеся на практике отклонения геометрических размеров насоса при сборке от проектных:

смещение рабочего колеса относительно корпуса насоса в результате некачественного литья корпуса или сборки насоса;

несоответствие сопрягаемых размеров крышки и корпуса насоса;

некачественное изготовление при литье языка насоса и обработка его до размеров по техническим условиям; наиболее часто встречаются случаи, когда язык укороченный или имеет толщину, значительно превышающую допустимую, или язык оканчивается плоским, незакругленным до радиуса 10+12,5 мм (согласно техническим условиям);

наличие в корпусе насоса типа НМ 10 000-210 выступа величиной 45 мм, который предусматривается с целью снятия напряженного состояния при литье; этот выступ создает в проточной части насоса дополнительное сопротивление, увеличивает гидравлические потери, создает условия для локальной кавитации в насосе, снижает энергетические показатели насоса;

различие геометрических размеров спирального отвода по сечению при некачественном литье; это приводит к уменьшению сечения и увеличению гидравлических потерь в насосе.

Рассмотренные отклонения геометрических размеров и форм проточной части насоса, как правило, увеличивают гидравлические потери в насосе, снижают его КПД.

Многочисленные эксперименты различных авторов показали, что уменьшение шероховатости проточной части насосов на два-три класса дает увеличение КПД до 2...4 %.

Длина и форма, качественная обработка, скругление языка имеют большое значение для насосов с коэффициентом быстроходности большим двухсот пятидесяти. Экспериментально отмечено снижение КПД на 2...3 % при уменьшении длины языка против нормального. Следует также отметить, что со временем эксплуатации отмеченные геометрические отклонения могут изменяться.

Количественная оценка влияния на КПД технологических отклонений в изготовлении магистральных насосов применительно к условиям их эксплуатации пока изучена слабо. Можно предварительно оценить их влияние на основе вышеуказанных материалов. В совокупности все названные причины технологических отклонений в изготовлении насосов снижают их КПД по сравнению с соответствующими паспортными данными примерно на 2 %.

Объемные потери в насосе

Щелевые уплотнения колеса центробежного насоса являются основным узлом, определяющим его объемный КПД и как быстро изнашивающийся узел, они определяют работоспособность насоса в целом.

Щелевое уплотнение рабочего колеса в насосах относится к бесконтактным уплотнениям. Предусматривается для насосов типа НМ начальный (контактный) зазор 6 = 0,25...0,33 мм на сторону.

Утечки жидкости через щелевое уплотнение AQ составляют основную долю всех объемных потерь в магистральном насосе. На объемные потери через щелевое уплотнение влияет величина зазора, коэффициент расхода, перепад напора в щели. Приближенно их можно определить по зависимости

AQ = ^-л - D-6^2-g-AH ,

где ^ - коэффициент расхода; D - диаметр рабочего колеса в щелевом уплотнении, м; 6 - зазор в щели, м; A H - перепад напора в щели, м.

Для оценочных расчетов можно принять AH = 0,6-H, а ^ = = 0,5...0,6. Из формулы (12.1) видно, что AQ линейно возрастает с увеличением 6 при симметричном, относительно диаметра, зазоре.

Линейное уменьшение объемного и общего КПД насоса в зависимости от увеличения зазора в щели подтверждаются экспериментальными данными.

Необходимо отметить, что если по ТУ для насосов типа НМ предусматривается зазор 0,25...0,33 мм, то в практике эксплуатации насосов при монтаже нового ротора с уплотнительными кольцами устанавливают, как правило, первоначальный зазор 0,4+0,5 мм. Объясняется это удобством сборки. Экспериментальные данные подтверждают быстрый износ элементов щелевого зазора с 0,27+0,33 до 0,5 мм за первые 300...600 ч работы насоса и тем самым более интенсивное ухудшение объемного КПД насоса в первый период эксплуатации.

На новых трубопроводах, в случае содержания больших количеств абразивных примесей в нефти, увеличение зазора происходит значительно быстрее и на практике встречаются случаи эксплуатации насосов при значениях зазоров в щелевом уплотнении 1 мм и более.

При больших значениях зазора поток, вытекающий из щелевого уплотнения, взаимодействует с основным потоком, ухудшая условия обтекания входных кромок лопастей колеса и еще более ухудшает экономичность работы насоса.

При эксплуатации величину износа колец щелевого уплотнения непосредственно измерить невозможно и возникает необходимость в косвенной ее оценке по КПД. Кроме того, даже измеренная при разборке насоса величина зазора между рабочим колесом и корпусом может не соответствовать снижению КПД. Это объясняется влиянием эксцентриситета ротора насоса относительно корпуса насоса на величину утечек. С учетом данного фактора выполним анализ возможной величины утечек через щелевое уплотнение насоса.

На размер утечек кроме радиального зазора 6, вязкости жидкости v, влияют такие параметры, как эксцентриситет eи угловая скорость вращения вала ю. В зависимости от значений зазора и вязкости жидкости истечение может происходить при ламинарном и турбулентном режимах. Размер утечек при ламинарном режиме определяется по формуле

(48vnd)2 + 48п 2d2s 42