Диагностика технического состояния насосных агрегатов

Как показывают исследования ИПТЭР и ЦИАМ, основными причинами разрушения валов насосных агрегатов являются: наличие дефектов металлургического характера; растягивающие остаточные напряжения; высокие локальные напряжения в отдельных участках вала; неоптимальность радиусного перехода между стенками и дном шпоночной канавки; дефекты, возникающие при ремонте валов и пр. Этому способствуют дополнительные нагрузки на вал при расцентровках, от гидравлических нагрузок в проточной части насоса, особенно при изменении режима работы, от неравномерности теплового и силового расширения и пр.

Проблемы оценки прочности вала и его ресурса, определения дефектов на стадии изготовления валов и эксплуатации, важны также с точки зрения выбора оптимальной периодичности технического обслуживания и ремонта машины.

Анализ дефектов валов показывает заметную однотипность их в пределах одного предприятия, что можно объяснить определенной настройкой средств дефектоскопии и принятой на нем какой-то одной отработанной технологии дефектоскопии валов.

Валы насосов изготавливаются из стали 40Х ГОСТ 4543, подвергнутой закалке и отпуску при 600°С. Предел выносливости этого материала составляет у ₁ = 34 ч 35 кг/мм² , ф _-1 = 20,3 кг/мм² , предел малоцикловой выносливости на базе 30000 циклов ф _зоооо = 65 кг/мм² , Таким образом, даже с учетом концентрации напряжений принятые при расчете напряжения недостаточны для зарождения трещин в местах, где они обнаружены. Наиболее вероятной причиной возникновения трещин представляется воздействие на материал значительных контактных напряжений, что может иметь место при плохой подготовке шпонок к шпоночному пазу, использовании шпонок с прямо угольными концами, повреждении стенок шпоночного паза до или в процессе установки шпонок. Это предположение подтверждается наличием вмятин на стенке паза вблизи места образования трещин.

Для изготовления валов используются горячекатаные или кованые прутки диаметром или толщиной до 250 мм. Данные прутки могут иметь следующие дефекты:

трещины -- поверхностные и внутренние разрывы, которые появляются из-за значительных напряжений в металле при де формации, а также вследствие термических напряжений, возникающих при изготовлении прутков;

волосовины -- мелкие внутренние или выходящие на поверхность трещины, образовавшиеся из газовых пузырей или неметаллических включений при прокатке или ковке, направленные вдоль волокон металла; эти дефекты имеют вид тонких прямых линий длиной от нескольких долей миллиметра до нескольких сантиметров и расположены на поверхности и в подповерхностном слое;

закаты, возникающие при избытке металла в валках в виде заусенцев или от остатков усадочных раковин слитков, они похожи на продольные трещины;

расслоения -- внутренние нарушения сплошности, ориентированные по направлению волокна, возникают при наличии таких дефектов слитков, как глубокие усадочные раковины, усадочная пористость, скопление пузырей или неметаллических включений;

флокены, представляющие собой волосные трещины, образующиеся внутри толстого проката или поковок (диаметром более 30 мм) из среднеуглерод истых и сред нелегированных ста лей, содержащих хром, при повышенном содержании в них водорода; это очень опасные дефекты, которые могут привести к разрушению готовых изделий.

При изготовлении валов могут возникнуть такие дефекты, как шлифовочные и термические трещины, обусловленные нарушениями режимов соответственно шлифовки и термообработки.

При эксплуатации валов могут появиться усталостные трещины, причинами их появления в основном являются дефекты металлургического характера (дефекты прутков) поверхностные или внутренние с выходом на поверхность, а также дефекты, возникающие при изготовлении валов. Эти дефекты поверхностные. Причинами возникновения усталостных трещин могут быть также концентраторы напряжений в углах шпоночных пазов. Наиболее опасными местами, с точки зрения возникновения усталостных трещин, являются галтельные переходы и шпоночные пазы в местах посадки рабочего колеса и под муфтой. Трещины, развивающиеся в галтельных переходах, в начальный период часто имеют наклон 43° к оси вала, а затем их плоскость проходит перпендикулярно к оси. Трещины в районе шпоночных пазов могут развиваться под некоторыми углами к оси вала.

У валов роторов электродвигателей опасность возникновения усталостных трещин высока в галтельных переходах, находящихся в районе расположения обмотки ротора.

Анализ изломов разрушившихся валов магистральных насосов показал, что изломы носят, в основном, чисто усталостный характер, в них отсутствуют признаки сдвига, а также малоцикловой усталости.

Местами зарождения трещин явились углы между дном и стенками шпоночных канавок на ведущей их стороне. Радиусный переход между стенками и дном отсутствует.

Наибольшая часть дефектов (риски и забоины, уголковые трещины и локальные растрескивания ведущей боковой стенки паза) связана с применением прямоугольных шпонок. Не исключено, что разрушение вала одного из подпорных насосов связано с той же причиной.

Другой значительный массив дефектов -- это нарушения конструкции и технологии изготовления вала. Это наварка слоя металла на конусную часть вала перед механической обработкой (сварка без рентгеновского и УЗК контроля может привести к возникновению внутренних, не обнаруженных при визуальном контроле, дефектов), забоины на конусной поверхности и сверление не предусмотренных чертежом отверстий.

Помимо этого обнаружены фреттинг-коррозии в нижнем углу паза и нарушение сопряжения радиусного перехода между дном и боковой поверхностью паза. Оба эти явления имели место на разрушившемся валу одного из насосов НМ . Причем отсутствие радиусного перехода в сочетании с металлургическим дефектом и явилось причиной разрушения вала.

Развитие усталостных дефектов происходит под действием изгибных высокочастотных и малоамплитудных нагрузок. Усталостные изломы занимают большую часть поверхности разрушения, хрупкие поломы занимают порядка 10-18 % площади попе речного сечения вала в месте разрушения. Это говорит о малой величине действующих нагрузок на вал во время работы насоса, что подтверждено расчетными данными.

С учетом выполненных работ по обследованию технического состояния валов, выявлено, что наиболее распространенные и опасные дефекты валов относятся к насосным агрегатам НМ 10000-210.

Так, дефектоскопия одного из поломанных валов вы явила, что местом разрушения является коническая часть вала под муфтой электродвигателя вблизи конца шпоночного паза со стороны насоса. Зоной зарождения трещины являлся угол между дном и боковой стенкой шпоночного паза в начале закругления боковой стенки в конце паза. На конической поверхности вала и на дне шпоночного паза обнаружены явные следы фреттинга или фреттинг-коррозии с зародившимися от них микротрещинами.

Вблизи места зарождения трещины обнаружен металлургический дефект в виде заката. Анализ технической документации показал, что угол между дном и стенками шпоночного паза не имеет фиксированного радиусного перехода (на исследованном валу он менее 0,2 мм), что приводит к очень высокой концентрации напряжений.

Диагностирование валов при эксплуатации насосных агрегатов

Воспринимаемое аппаратурой изменение уровня вибрации, связанного с зарождением трещины, имеет место, когда дефект уже развился на значительной площади, составляющей 30--50 % от нормального сечения вала. Важно, чтобы датчики вибрации смогли зафиксировать такое изменение и выдать сигнал на отключение агрегата, так как дальнейшее развитие дефекта происходит с большой скоростью и может привести к аварии в насосной.

В период развития трещины, до момента, близкого к разрушению вала, характер изменения вибрации насосного агрегата подобен неисправности, соответствующей перекосу осей валов насоса и электродвигателя. В табл. 2.5.2 приведены характерные признаки вибрации при трещине в материале вала и перекосе осей.

Рассмотрим другие методы обнаружения дефектов (трещин) в валах роторов в процессе эксплуатации, основанные на анализе вибрации, на выбеге. В большинстве случаев использование этого метода основано на анализе изменения амплитуды и частоты собственных колебаний. При наличии трещины жесткость ротора уменьшается и, как следствие, уменьшается частота собственных колебаний. Для контроля и обнаружения трещины необходимо записать характеристику вибрации на выбеге и сравнить с базовой, т.е. с характеристикой, полученной с заведомо целого ротора.

Обычно жесткостные характеристики роторов рассматриваются из условия, что рабочая частота вращения расположена между первой и второй критической частотой. Поэтому на выбеге анализируют изменение первой критической частоты и ее амплитуды.

При небольшой глубине трещины жесткость вала уменьшается не существенно. Чувствительность вибродиагностики при этом ограничена. На практике удается обнаружить трещину, когда ее глубина превышает 30 % диаметра вала (ротора). Обнаружение столь больших трещин происходит на стадии, близкой к катастрофическому разрушению. Кроме того, в случае использования портативной виброанализирующей аппаратуры, возникает вероятность разрушения вала ротора в промежутках между измерениями. Поэтому длительно эксплуатируемый вал требует более частых измерений вибрации на выбеге.

Метод амплитудно-фазного анализа вибраций основывается на том, что присутствие поперечной трещины по-разному воз действует на жесткостные характеристики роторной системы. Трещина приводит к тому, что жесткость ротора меняется в зависимости от его мгновенного положения, поскольку при изгибе ротора под действием собственного веса, неуравновешенных сил инерции или приложенного изгибающего момента трещина может раскрываться или закрываться, т.е. наблюдаться эффект «хлопающей трещины». Раскрытая трещина вносит асимметрию жесткости в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Такая нелинейность часто приводит к появлению новых компонент вибрационного сигнала с частотами, кратными частоте вращения ротора.

Таблица 2.9 - Характерные признаки трещин валов и перекоса осей.

Параметр вибрации	Признак трещины	Признак перекоса
Амплитуда второй гармоники	Большая	Средняя
Скорость изменения	Очень большая	Небольшая или равная
амплитуды второй		нулю
Гармоники
Скорость изменения	Вначале мала, для	Небольшая или равная
амплитуды основной	глубокой трещины велика	нулю
Гармоники
Направление вибраций по	Радиальное	Осевое
2-й гармонике
Характер эволюции 2-й	Медленный рост амплитуды	Практически не меняется
Гармоники
Фазовый сдвиг	Необязателен	Изменяется
Постоянная	Не меняется	Изменяется
Составляющая
Температура металла в	Не меняется	Изменяется
Подшипниках
Выбег	Присутствует 2-я гармоника	Влияние не проявляется
2-я гармоника в зоне	Присутствует при	Влияние не проявляется
Двигателя	подключенном и отсутствует
	при отключенном двигателе
Местоположение	Регистрируется	Преимущественно
Датчика	большинством датчиков	локальное явление

2.6 Анализ результатов технической диагностики

В настоящее время на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях используется большое количество насосно-компрессорного оборудования (НКО). Например, на одном из нефтеперерабатывающих заводов для ведения технологических процессов нефтепереработки применяется 6680 единиц оборудования, из которых основную долю занимают насосы и компрессоры - 34,8%, теплообменники - 22,5%, емкости - 18,3% и колонные аппараты - 4,9%. Такое распределение типично для всех нефтеперерабатывающих и химических заводов.

Таким образом, насосы являются одной из самых распространенных разновидностей машин. На нефтеперерабатывающих заводах насосы служат для перекачивания нефти, нефтепродуктов, сжиженных газов, воды, щелочей, кислот и работают в широких диапазонах производительности, напоров, и температуры. Несмотря на разнообразие конструкций, насосы можно классифицировать по принципу действия на две группы - динамические и объемные.

В динамических насосах жидкость приобретает энергию в результате силового воздействия на нее рабочего органа в рабочей камере, постоянно сообщающейся с их входом и выходом. К динамическим насосам относятся: лопастные (центробежные, диагональные и осевые), воздушные водоподъемники (эрлифты), вихревые, струйные, вибрационные. В объемных насосах жидкость приобретает энергию в результате воздействия на нее рабочего органа, периодически изменяющего вместимость рабочей камеры, попеременно сообщающейся с их входом и выходом. К объемным насосам относятся: поршневые и плунжерные, роторные, ленточные и шнуровые водоподъемники, крыльчатые, гидротараны.

Большая часть НКО работает в различных агрессивных и высококоррозионных средах, а также при высоких температурах. Кроме того, значительно влияет собственная вибрация насоса и вибрация трубопроводов обвязки, которая возникает при перекачке различных нефтепродуктов. Она отрицательно сказывается на техническом состоянии НКО, увеличивая вероятность возникновения дефектов.

Анализ литературы показал, что при эксплуатации насосно-компрессорного оборудования возникают следующие виды дефектов:

неуравновешенность ротора;

нарушения соосности валов;

нарушения жесткости опорной системы;

дефекты подшипников скольжения;

дефекты подшипников качения;

нарушения гидродинамики потока;

- вибрация электрических машин электромагнитного происхождения.

Для отслеживания технического состояния НКО была создана лаборатория технической диагностики (ЛТД). На основе анализа вибросигналов служба вибродиагностики дает рекомендательное заключение по техническому состоянию НКО. Оно может содержать следующие варианты: допустим (Д), т.е. насос можно эксплуатировать; еще допустим (ЕД), т.е. в скором времени с насосом начнутся технические проблемы; требует мер (ТМ), т.е. необходимо устранить техническую неполадку (в течение 1 недели); недопустим (Н), т.е. необходима остановка и ремонт насоса.

Известно, что проведение ремонта продляет срок службы оборудования. Ремонт оборудования необходим, так как даже высококачественное оборудование в процессе эксплуатации теряет свою работоспособность из-за износа, деформаций, коррозии и других факторов.

В процессе ремонта должны быть восстановлены как первоначальные геометрические размеры, так и основные физико-механические свойства деталей, конструктивные и эксплуатационные характеристики деталей, узлов и изделия в целом.

3. Экономическая часть

3.1 Экономическая эффективность капитальных вложений и новой техники

В основе определения экономической эффективности капитальных вложений и новой техники лежит народнохозяйственный план, определяющий объем и направление капитального строительства, его цели и задачи, ускорение научно-технического прогресса, пути и масштабы внедрения новой техники. Исходя из этого создают оптимальную модель народного хозяйства, в том числе и его отдельных отраслей, на перспективу. Так, например, для трубопроводного транспорта наиболее эффективным будет такой вариант нового строительства, реконструкции и технического перевооружения, при котором обеспечивается полная своевременная и без потерь доставка к местам назначения запланированного объема газа, нефти и нефтепродуктов с наименьшими затратами овеществленного и живого труда на единицу транспорт ной работы, данная задача -- сквозная для всего трубопроводного транспорта в целом, для каждого газо-, нефте- и нефтепродуктопровода, для каждой КС и НПС

.. Высокая эффективность производства, особенно при интенсивных методах ведения хозяйства, -- необходимая и решающая предпосылка систематического расширения социалистического воспроизводства и повышения уровня жизни народа.

Выбор экономического варианта внутри отрасли и оптимальное распределение средств между отраслями тесно связаны. В общем виде эффективность производства определяют по формуле

Результат (эффект)

Эффективность = -----------------------------

Затраты

3.2 Экономические аспекты использования вибрационной диагностики при эксплуатации машин

Анализ работы насосного оборудования свидетельствует о том, что около 90% отказов связано с дефектами изготовления, ремонта, старения металла и вибрацией и только 10% неправильными действиями обслуживающего персонала.

Диагностика позволяет не только выявить основные дефекты машины, но и повысить качество ремонтных работ. Производительность работ по обслуживанию и ремонту оборудования повышается на 25%.

Таблица 5.1-Затраты на системы мониторинга и диагностики

№ п/п	Тип систeмы	К-вo мaш ин	Стoимoсть срeдств	Зaтрaты %
			Aбсoлют. Тыс. тeнгe	Oтнoсит.	срeдствa	измeрeния	экспeртизa
1	Встрoeннaя систeмa aвaрийнoй зaщиты	1	-	3%-5%	-	-	-
2	Стaциoнaрнaя систeмa мoнитoрингa	1	30-100	5%-20%	~50%	~10%	~40%
3	Пeрeнoснaя систeмa мoнитoрингa (с экспeртoм)	10	10-20	5%-10%	~20%	~40%	~40%
4	Пeрeнoснaя систeмa диaгнoстики (с искусствeнным интeллeктoм)	100	15-25	0,5%-1%	~60%	~35%	~5%
5	Кoмбинирoвaннaя систeмa (с искусствeнным интeллeктoм)	100	30-50	1%-3%	~70%	~25%	~3%
6	Стeндoвaя систeмa пeриoдичeскoгo кoнтрoля	100	50-100	3%-5%	~80%	~15%	~5%

Эффективность вибрационного мониторинга и диагностики оборудования

? Один оператор контролирует состояние до 500 машин с 4-мя

подшипниковыми узлами (до 2000-4000 тысяч точек контроля)

? Затраты на устранение последствий аварий снижаются ~ в 5 раз

? Затраты на ремонт при переходе от ППР к ОФС снижаются ~ в

1,5 раза

? Выпуск продукции увеличивается на 6 % и более

? Объем запасных частей на складе снижается в 2 - 3 раза

? Затраты на страхование оборудования снижаются в ~ 2 раза

? Растет качество продукции

Источник: «Исследовательский институт энергетической промышленности»

Затраты на системы мониторинга и диагностики

Удельные затраты на техобслуживание в энергетическом секторе составили :

1800 тен./кВт - при работе до выхода из строя;

1300 тен./кВт - при обслуживании по регламенту;

900 тен./кВт - при профилактическом обслуживании.

Таблица 3.2-Оснащение лаборатории диагностики

№	Наименование	Стоимость, тыс. тен. долл.
		Россия	Запад
1	Минимальный комплект (для специалиста) : Многофункциональный прибор База данных с графикой Программа балансировки Итого:	4-5 2-4 0,3- 3 10	10 - 12 8-10 1,5 - 8 20ч30
2	Для неспециалиста (и для высокой производительно сти): Искусственный интеллект	3-10	_
3	Первый этап расширения Прибор + телефонная связь (модем)	4-5	_
4	Второй этап расширения Лазерный центровщик	_	10 - 20
5	Третий этап расширения Цифровой магнитофон + ударный метод (для резонансов)	5	30
6	Четвертый этап расширения Тепловизор	_	25 - 50
7	Пятый этап расширения Простейшие виброметры по ГОСТ ИСО 2954-97 D Стационарные системы защиты ответственного оборудования при повышении вибрации по ГОСТ и РД (за канал)	<1 0,6 - 1 канал	2-3 2-4 канал

3.3 Расчет экономической эффективности от внедрения системы вибродиагностики типа СД-12М

Расчет сроков окупаемости. Срок окупаемости при сравнении нового прибора (или системы) со старым определяют по формуле:

T = ( K^' - K ) / ( C - C^' ) ,

где (К '- К) - изменение капитальных затрат при внедрении нового прибора (системы); (С - С') - изменение себестоимости продукции при внедрении нового прибора (системы).

Приемлемым сроком окупаемости при внедрении средств автоматики считаются пять лет. В том случае, если внедрение автоматизации улучшает условия труда, допускается и значительно больший срок окупаемости. При сравнении вариантов предпочтение отдается тому из них, для которого срок окупаемости меньше при одинаковом или более высоком эффекте в смысле улучшения качества продукции и повышения надежности.

Окончательно годовой экономический эффект диагностики нефтепроводов рассчитывается по формуле:

Э = [(С₁ +Е_HК_У1)-(С₂+ E_HK_У2 )](П₁ + ДП₁ )

где К_У1 и К_У2 - удельные капитальные вложения до и после диагностики; П₁ и ДП₁ соответственно производительность до диагностики и увеличение производительности при диагностике; С₁ и С₂- себестоимость транспорта нефти до и после диагностики; Е_Н - отраслевой нормативный коэффициент сравнительной эффективности (Е_Н =0,12).

Рассмотрим экономическую эффективность от внедрения системы вибродиагностики «ВАСТ» (Россия) насосных оборудований ГНПС «Узень» для постоянной диагностики насосов НМ 10000-210 на магистральном нефтепроводе «Узень-Атырау-Самара».

До этого не проводились работы по диагностике и насосы на ГНПС «Узень» имели производительность П₁ =10000000 м³ /год. Себестоимость транспорта нефти составляла С₁ = 0,98 тенге. Диагностика увеличивает производительность насосных агрегатов на ДП₁=780000 м³/год. Это увеличение дает сокращение времени на поиск неисправности, запуск и остановку агрегата, проведение плановых осмотров и ремонтов.

Стоимость системы вибродиагностики СД-12М составляет 300000 тенге. Отсюда удельные капитальные затраты на 1 т. нефти К _У2 = 300000/ П₁ и К_у2-К_у1 = 0,03 тенге.

Себестоимость транспорта нефти С₂ при диагностике составила 0,77 тенге. Себестоимость снизилась за счет сокращения персонала, увеличения производительности нефтепровода и других показателей.

Подставляя полученные данные в формулу, получим:

Э = [(0,98 + 0,12 * О)- (0,77 + 0,12 * 0,03)](l 0000000+ 780000) = 2224992 тенге

Срок окупаемости

300000

Т = = 0,13лет

2224992

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда

Техника безопасности является составной частью науки об охране труда. Охрана труда - это система организационных, технических, санитарно гигиенических и других обязательных для исполнения предприятиями (организациями) и их должностными лицами мероприятий, которые направлены на обеспечение права рабочих и служащих на здоровье и безопасные условия труда.

Право на здоровье и безопасные условия труда является одним из основных трудовых прав рабочих и служащих, закрепленных в законодательном порядке.

Основное назначение охраны труда -- создание на предприятии условий, которые обеспечили бы полную безопасность производственных процессов, исключающих несчастные случаи и профессиональные заболевания, направлены были бы на всемерное облегчение труда и наилучшую санитарно-гигиеническую обстановку на производстве. Охрана труда подразделяется на техническую (мероприятия по предупреждению несчастных случаев), санитарную (мероприятия по производственной санитарии и гигиене труда) и правовую (трудовое законодательство). Все вопросы охраны труда на производстве должны решаться комплексно.

Техника безопасности ставит своей задачей изучение всех факторов, прямо или косвенно влияющих на возникновение опасных моментов, могущих привести к несчастным случаям, отравлениям и профессиональным заболеваниям, а также изыскание и разработку организационных и технических мероприятий, направленных на устранение опасных условий труда. Техника безопасности изучает производственное оборудование и инструмент, технологические и трудовые процессы, состояние рабочих мести другие моменты, которые в той или иной мере могут явиться причиной возникновения опасных и вредных условий труда. Она основывается на наблюдениях, экспериментах, расчетах и конструировании предохранительных приспособлений, устройств и аппаратов, необходимых для обеспечения безопасных и безвредных условий труда.Основные мероприятия по охране труда и технике безопасности предусматривают:

§ полную герметизацию всего технологического процесса внутри промыслового сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды;

§ оснащение технологического оборудования предохранительными устройствами;

§ выбор оборудования из условия максимально возможного давления в нём, а для оборудования на открытых площадках - с учетом нагрева за счет солнечной радиации в летнее время;

§ обеспечение противопожарных разрывов между оборудованием и другими сооружениями в соответствии с требованиями Норм ВНТП 3-85;

§ мероприятия по снижению потерь лёгких фракций и упругости паров товарных нефтей;

§ размещение технологического оборудования на открытых площадках согласно перечню, утверждённому Миннефтепром и электрооборудования во взрывопожароопасных помещениях - в соответствии с “Правилами устройства электроустановок”;

§ применение блочного и блочно-комплектного оборудования заводского изготовления как более надежного в эксплуатации;

§ контроль автоматизацию и управление технологическим процессом с диспетчерского пункта в соответствии с “Основными положениями по обустройству и автоматизации нефтегазодобывающих предприятий Миннефтепрома”;

§ блокировку оборудования и сигнализацию при отклонении от нормальных условий эксплуатации объектов;

§ механизацию трудоемких процессов при производстве ремонтных работ технологического оборудования.

Пожарная безопасность насосных станциях

Общие требования безопасности.

1. Настоящая инструкция распространяется на все насосные станции ГНПС «Узень»

2. Все оборудования насосных станций должны эксплуатироваться в соответствии с проектом исполнительной документацией, техническим регламентом и настоящей инструкции.

3. При ремонте и реконструкции оборудовании насосных станций должны также выполняться требования. Базовых правил пожарной безопасности РК, нормативных и нормативно - технических документов, правил пожарной безопасности при производстве строительно - монтажных работ и других правил. Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов.

4. Машинист технологических насосов обязан:

§ знать и выполнять установленные правила пожарной безопасности не допускать действии, которые могут привести к пожару.

§ правильно содержать закрепленные за насосными станциями первичные средства пожаротушения.

5. За нарушение и не соблюдение требований пожарной настоящей инструкции работник несет ответственность в дисциплинарном, материальном, административном и уголовном порядке согласно «Законе о труде РК».

Требования по содержанию помещений насосных станции.

1. Помещение насосных станции должны иметь освещение соответствующее проекту.

2. Запрещается эксплуатировать при нарушении взрывозащиты, электрооборудование и эл. установки, находящиеся во взрывопожарных помещениях насосных станции.

Разделительные перегородки, места пропуска валов, трубопроводов, кабелей через них должны быть исправными и герметичными. Их герметичность и исправность должны постоянно контролироваться.

4. Магистральная насосная ГНПС «Узень» оборудована системой защиты по пожарной безопасности.

5. Помещение НПС должны быть оборудованы телефонной и звуковой сигнализацией для оповещения обслуживающего персонала.

6. Помещение насосной должно иметь не менее двух выходов, расположенных в противоположных концах. Окна, двери должны открываться наружу.

7.Насосная станция должна быть оборудована:

§ аварийной вентиляцией, сблокированной с автоматическим газоанализатором;

§ принудительной и приточной вентиляцией;

§ стационарными грузоподъемными механизмами;

§ системой автоматического пожаротушения.

8. Насосные по перекачке нефти закрытого и открытого типа должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения. С расчетом на 50 м²:

§ порошковые ОП - 5 - 2 шт.

§ порошковые ОП - 10 - 2 шт.

§ углекислотные ОУ - 10 - 2 шт.

§ ящики с песком 0,5 и 1,0 м³ - 2 (1м) и лопатами

§ войлак кошма - 2 шт.

9. Автоматизированные нефтенасосные должны иметь:

§ автоматическую защиту от затопления с контролем уровня нефти в сборниках;

§ автоматическую систему контроля загазованности в Маш. зале с включением приточной и вытяжной вентиляции.

4.2 Охрана труда по диагностике

Руководители работ по техническому диагностированию насосных агрегатов должны обеспечить выполнение требований:

- соответствующих правил, инструкций по безопасному ведению работ

на объектах нефтяной промышленности;

- разделов техники безопасности по эксплуатации приборов и специальных технических средств, используемых при диагностике;

- инструкций по охране труда;

- безопасности к проведению контроля по ГОСТ 12.3.002-75;

- к расположению и организация рабочих мест на участке, оснащение их приспособлениями, необходимыми для безопасного выполнения технологических операций, должны соответствовать требованиям безопасности по ГОСТ 12.02.03278, ГОСТ 12.2.033-78, ГОСТ 12.2.061-81 и ГОСТ 12.2.062-81;

Требования к персоналу при проведении диагностических работ

Персонал, проводящий диагностические работы должен:

пройти проверку знаний в объеме требований промышленной безопасности, установленных Законами Республики Казахстан «О промышленной безопасности на опасных производственных объектах», «О чрезвычайных ситуациях природного и техногенного характера», Указами Президента Республики Казахстан, имеющими силу Закона «О нефти», «О недрах и недропользовании», а так же нормативно технических документов «Правила безопасности в нефтяной и газовой

промышленности Республики Казахстан», «Единая система управления охраной труда в нефтяной и газовой промышленности», «Правила безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов», «Правила технической эксплуатации магистральных Нефтепроводов», «Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов»;

4.3 Пожарная безопасность и охрана объектов

Организация работ по обеспечению пожарной безопасности на объектах МН определяется ППБ РК 08 Законом Республики Казахстан «О пожарной безопасности» РД 39-003 и другими нормативными документами, регламентирующими требования пожарной безопасности.

Общее руководство работой по обеспечению пожарной безопасности возлагается на генерального директора Западного филиала Общества, руководителей нефтепроводных управлений и структурных подразделений.

Непосредственное руководство организацией работы по обеспечению пожарной безопасности, а именно разработкой инженерно-технических противопожарных мероприятий, осуществлением контроля за их выполнением и выполнением предписаний органов Государственного пожарного надзора, организацией обучения рабочих и ИТР по пожарно-техническому минимуму, организацией работы пожарно-технической комиссии возлагается на главных инженеров Западного филиала Общества и технических руководителей его структурных подразделений.

4.4 Требования безопасности при эксплуатации и ремонте механо-технологического оборудования

Эксплуатация, ремонт и наладка оборудования объектов магистральных нефтепроводов, проведение технического диагностирования и контроля оборудования неразрушающими методами должны осуществляться организациями, имеющими специальное разрешение (лицензию) органов Государственного надзора Республики Казахстан на проведение указанных видов деятельности.

Эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт оборудования НПС следует проводить в соответствии с требованиями РД 39-033-02, РД 39-002-98, РД 39-003-98, «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», настоящего Руководства, других нормативных документов.

4.5 Рекультивация земель

Выполнение требований Инструкции необходимо в целях обеспечения своевременной и качественной рекультивации нарушенных земель, в том числе загрязненных нефтью и нефтепродуктами, снижения ущерба для окружающей среды и восстановления (реабилитации) ее естественного состояния, в том числе плодородия почв.

Организации и подразделения, проводящие работы, связанные с загрязнением почвенного покрова на предоставленных им в пользование сельскохозяйственных землях или лесных угодьях, обязаны по истечении надобности в этих землях за свой счет приводить их в состояние, пригодное для использования по назначению.

По согласованию с собственниками земельных участков и землепользователями мероприятия по восстановлению плодородия рекультивируемых земель могут осуществляться их собственными силами за счет средств организаций и подразделений, проводивших на этих землях работы, связанные с нарушением и загрязнением почвенного покрова.

4.6 Охрана окружающей среды

Деятельность предприятий магистрального транспорта нефти в сфере охраны окружающей среды регламентируется Законом Республики Казахстан «Об охране окружающей среды» и нормативными документами в области экологической безопасности.

На предприятиях магистрального транспорта нефти руководством должны быть назначены лица, ответственные за природоохранную деятельность, и, при необходимости, созданы соответствующие службы.

Должностные лица и специалисты предприятий магистрального транспорта нефти, деятельность которых связана с охраной окружающей среды, обязаны иметь необходимую экологическую подготовку и знание основ законодательства по охране окружающей среды.

В соответствии с экологическим законодательством предприятия МН при использовании природных ресурсов обязаны:

использовать природные ресурсы в соответствии с целевым

назначением и условиями их предоставления;

соблюдать установленные экологические требования к хозяйственной и иной деятельности, действующие стандарты, технические условия и нормативы качества окружающей среды;

экономично использовать предоставленные природные ресурсы, не наносить ущерба окружающей среде и не допускать нарушения прав других природопользователей;

проводить в установленном порядке мероприятия по охране окружающей среды и воспроизводству природных ресурсов;

- своевременно выплачивать установленную плату за пользование

природными ресурсами, загрязнение окружающей среды и воспроизводство природных ресурсов;

предоставлять необходимую информацию по требованию органов, осуществляющих государственный контроль в области охраны окружающей среды;

- выполнять иные требования, предусмотренные законодательством Республики Казахстан.

Предприятия МН должны оформлять лицензии на:

- использование природных ресурсов в соответствии с законодательством;

- осуществление выбросов и сбросов загрязняющих веществ в

окружающую среду;

- захоронение и хранение отходов производства и потребления.

Лицензирование деятельности по использованию природных ресурсов и охране окружающей среды осуществляется специально уполномоченными органами в порядке, регламентированном законодательством.

Источники загрязнения окружающей среды на перекачивающих станциях - различные емкости для хранения нефти, технологическое оборудование, которое служит потенциальным источником загрязнении. К нему относится запорная арматура (задвижки, вентили, краны), различные соединения (фланцевые, муфтовые, сварные стыки и др.) и трубопроводные коммуникации. Также в резервуарах наблюдается наибольшие потери легких углеводородов при испарении нефти.

С целью охраны окружающей среды при проектировании, строительстве и эксплуатации МНП необходимо:

- соблюдать действующие стандарты, нормы и правилы по охране окружающей среды.

- рационально использовать природные ресурсы.

- систематически контролировать степень загрязнения вод, атмосферы и почвы нефтепродуктами.

- своевременно ликвидировать последствия загрязнении.

- разрабатывать и осуществлять на всех уровнях управления мероприятия по охране окружающей среды и сокращению потерь нефтепродуктов.

Эксплуатировать МНПП до окончания строительства всех объектов, обеспечивающих охраны окружающей среды не допускается

Загрязнения почвы ликвидируют путем сбора разлитых нефтепродуктов, выжигания их остатков, удаления продуктов сгорания с последующей рекультивации почвы.

Заключение

Из вышеизложенного следует, что именно «вибродиагностика» играет значительную роль в сфере диагностики насосных агрегатов.

Внедрение средств технического диагностирования позволяет обеспечить:

1 Безаварийную работу;

2 Увеличение надёжности и ресурса;

3 Повышение безотказности и долговечности;

4 Прогнозирование остаточного ресурса;

5 Сокращение эксплуатационных затрат;

6 Уменьшение количества обслуживающего персонала;

7 Снижение затрат времени на ремонтные работы;

8 Оптимизацию количества запасных частей;

9 Уменьшение затрат на страхование;

Потенциальные возможности диагностических систем определяются выбором диагностического сигнала и информационной технологии. Сигнал вибрации содержит достаточную диагностическую информацию для того, чтобы с помощью современных информационных технологий обнаружить дефектный узел машины, определить вид и глубину дефекта и дать долгосрочный прогноз его развития. Вибродиагностика позволяет не только обнаружить неисправности, но и проанализировать глубину их развития, выявить причины, прогнозировать ресурс или время работы агрегата до ремонта.

В экономической части дипломного проекта произведен расчет на эффективность от внедрения системы вибродиагностики прибора типа СД-12М. Срок окупаемости прибора составляет 0.13 года .

Годовой экономический эффект составил 2224992 тенге.

Стоимость прибора была взята приблизительно 300000 тенге.

Список использованных источников

1. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М.

Диагностика оборудования нефтеперекачивающих станций. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003 г. - 347 с.: ил.

2. Харламенко В.И., Голуб М.В.

Эксплуатация насосов магистральных нефтепроводов. М., «Недра», 1978 г. 231с.

3. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз. Учебник для вузов/ Р.А. Алиев, И.В. Березина, Л.Г. Телегин, Е.И. Яковлев. - М.: Недра, 1987 г, с. 271.

4. Новые нефти Казахстана и их использование: Техника и технология нефтепроводного транспорта/ Надиров Н.К., Каширский А.И., Хуторной В.В., Уразгалиев Б.У. - Алма-Ата: Наука, 1983 г. - 200 с.

5. Геологическое строение Казахской ССР/ В.Ф. Беспалов - Алма-Ата: Наука, 1971 г. - 364 с.

6. Геология нефтяных и газовых месторождений/ Г.А. Габриэлянц - М.: Недра, 1984 г, с. 288.

7. Нефтегазоносные провинции и области СССР/ А.А. Бакиров, Г.Е. Рябухин, Н.М. Музыченко и др. М., Недра 1979 г. - 456 с.

8. Карелин В.Я., Минаев А.В.

Насосы и насосные станции: Учеб. для вузов - 2-е изд., перераб. И доп. - М.: Стройиздат, 1986 г. - 320 с.: ил.

9. РД 39-023-00. Методика определения и оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станции магистральных нефтепроводов.

10. Комягин А.Ф. Автоматизация производственных процессов и АСУ ТП газонефтепродов. Учебник для техникумов. 2-е изд., перераб. И доп. М., Недра, 1983 г. - 376 с.

11. Зайдель А.Н. Погрешности измерений физических величин. - Л: Наука. 1985 г.

12. Ярменко О.В. Испытания насосов. Справочное пособие. - М.: Машиностроение. 1976 г. - 225 с.

13. Пустыльник Е.И. Статистические методы анализа и обработки наблюдений. М.: Наука. 1968 г.

14. Новицкий П.В., Зограф И.А. Оценка погрешностей результатов измерений. Л.: Энергоатмоиздат. 1985 г.

15. ГОСТ 8.207-76. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения.

16. ГОСТ 6134-87. Насосы динамические. Методы испытаний.

17. Айзенштейн М.Д. Центробежные насосы для нефтяной промышленности. М.: Гостоптехиздат. 1957 г.

18. ГОСТ 12124-87. Насосы центробежные нефтяные для магистральных трубопроводов. Типы и основные параметры.

19. Закирничная М.М., Солодовников Д.С., Корнишин Д.В., Власов М.И. Применение теории вейвлетов и детерминированного хаоса для анализа технического состояния насосных агрегатов консольного типа/ Под ред. И.Р. Кузеева. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002 г. - 95 с.

20. Кузнецов В.Л. Ремонт крупных осевых и центробежных насосов: Справочник/ В.Л. Кузнецов, И.В. Кузнецов, Р.А. Очилов. - М.: Энергоатомиздат, 1996 г. - 240 с.

21. Ширман А.Р., Соловьев А.Б. Практическая вибродиагностика и мониторинг состояния механического оборудования. - М, 1996 г. - 276 с.

22. Архипов К.И., Попов В.И. Справочник инженера-механика по ремонту нефтяного оборудования, 1996 г. - 188 с.

23. Технические средства диагностирования: Справочник/ Под ред. В.В. Клюева. - М.: Машиностроение, 1989 г. - 672 с.

Размещено на Allbest.ru

...