Основное и вспомогательное оборудование НПС. Правила эксплуатации

 

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

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

Измеряемые параметры и средства измерения:

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

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

- мощность, потребляемая насосом, измеряется при помощи штатных первичных преобразователей мощности с точностью 0,6%. При установившихся режимах для грубой оценки допускается определять мощность по счетчику потребляемой электроэнергии или вольтметру и амперметру. Мощность, потребляемую насосным  агрегатом, можно замерить и комплектами К-506, К-505 или им подобными;

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

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

Условия выполнения измерений параметров следующие:

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

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

- при переключениях измерительных  линий на узлах учета нефти.

 Замер параметров проводится  только при установившемся (стационарном) режиме перекачки.

Контроль стационарности режима осуществляется по подаче (при возможности непосредственного измерения) или по давлению на входе или выходе НА. Колебания контролируемого параметра не должны превышать ± 3% от среднего значения.

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

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 Нормативы технического обслуживания и ремонта

         

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

Для получения расчетных значений периодичность диагностических контролей подпорных насосов рекомендуется определять по таблице 3 с учетом данных оперативного диагностического контроля. 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.

Таблица 3 -Периодичность технического обслуживания, ремонта и  планово диагностического контроля насосов НПВ

Тип насоса	Периодичность , час
	ТО	Т	С	К	Плановый дигностический контроль
НПВ	700-800	3500-4200	7000-8400	28000	1750-2100

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список используемых источников

 

1. Бухаленко Е.И. "Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования": учеб. / Е.И. Бухаленко, Ю.Г. Абдулаев. - М.: Недра, 2011. - 360 с.

2. Михайлов А.К., Малюшенко В.В. "Конструкции и расчет центробежных насосов высокого давления". - М., "Машиностроение",2011, - 304 с.

3. Елисеев Б.М. "Расчет деталей центробежных насосов (справочное пособие)". - М.: Машиностроение, 2011, - 208 с.

4. Бородавкин П. П.; Зинкевич А.М. "Капитальный ремонт магистральных трубопроводов". - М.: Недра, 2012

5. Брускин Д.Э. и др. "Электрические машины". - М.: Высшая школа, 2011

6. Махмудов С.А. "Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных электронасосов": справ. /С.А. Махмудов, М.С. Абузерли. – Недра, 2012