Оценка технического состояния и остаточного ресурса насосных агрегатов в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов

Краткое описание

Содержание
2 СОДЕРЖАНИЕ

Введение 5

1 Анализ условий эксплуатации основного оборудования нефтеперекачивающих станций и методов оценки его технического состояния 9

1.1 Условия и сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций 9

1.2 Анализ методов определения технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций 16

1.3 Автоматизация нефтеперекачивающих станций как фактор обеспечения безопасной эксплуатации оборудования 24

1.4 Выводы по главе 1 30

2 Анализ отказов и выбор параметров, определяющих техническое состояние и эффективность эксплуатации основного оборудования нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов 31

2.1 Анализ отказов и причин возникновения отказов оборудования нефтеперекачивающих станций 31

2.2 Анализ и выбор параметров, определяющих техническое состояние и обеспечивающих защиту оборудования нефтеперекачивающих станций 41

2.3 Анализ причин, влияющих на экономичность эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций 49

2.4 Выводы по главе 2 53

3 Исследование и разработка структуры диагностирования технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций на основе автоматизированного контроля эксплуатационных и вибрационных параметров 55

3.1 Исследование и разработка структуры автоматизированного контроля и диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций на основе анализа эксплуатационных параметров 55

3.2 Исследование и разработка структуры автоматизированного

контроля и диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций на основе анализа вибрационных сигналов 66

3.3 Исследование методов неразрушающего контроля, разработка структуры дефектоскопии и определение ресурса оборудования нефтеперекачивающих станций 80

3.3. Исследование методов неразрушающего контроля, разработка

1 структуры дефектоскопии и определение остаточного ресурса насосов нефтеперекачивающих станций 80

3.3. Исследование методов неразрушающего контроля и разработка

2 структуры дефектоскопии валов насосов и роторов электродвигателей насосных агрегатов 95

3.4 Выводы по главе 3 102 4 Экспериментальные исследования и внедрение методов

оценки технического состояния и повышения эффективности эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций 104

4.1 Экспериментальные исследования и создание автоматизированной системы диагностирования технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций 104

4.2 Экспериментальные исследования и создание автоматизированного комплекса по определению к.п.д. насосных агрегатов 111

4.3 Проведение исследований и разработка руководящих документов по диагностированию технического состояния и продлению срока службы оборудования нефтеперекачивающих станций 114

4.3. Проведение исследований и разработка методики дефектоскопии
Введение

4 ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Магистральные нефтепроводы входят в энергетический комплекс России и представляют собой сложную, энергонасыщенную, территориально протяженную технологическую систему, предназначенную для бесперебойной подачи нефти из районов добычи к местам переработки и хранения. Основными элементами магистрального нефтепровода являются линейные сооружения, головные и промежуточные нефтеперекачивающие станции, резервуарные парки.

Нефтеперекачивающие станции являются сложным комплексом сооружений магистрального нефтепровода. Обеспечение эффективной и надежной работы нефтеперекачивающих станций - необходимое условие эксплуатации магистральных нефтепроводов.

Вопросы обеспечения эффективности и надежности эксплуатации магистральных нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций исследованы учеными, такими как Гумеров А.Г., Тугунов П.И., Новоселов В.Ф., Ясин Э.М., Березин В.Л., Шаммазов A.M., Колпаков Л.Г., Галлямов А.К., Гумеров Р.С., Зайнуллин Р.С., Бажайкин СТ., Акбердин A.M.

Необходимость оценки технического состояния и остаточного ресурса (срока службы) оборудования нефтеперекачивающих станций обусловлена большой его энергоемкостью и значительным влиянием на надежность и эффективность работы нефтепроводного транспорта. Проблема обеспечения эффективной, надежной и безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов становится весьма актуальной в связи с изменившимися условиями и длительными сроками эксплуатации, износом основного технологического оборудования, в частности, магистральных и подпорных насосных агрегатов, как наиболее энергоемкого оборудования НПС.

Поэтому, в настоящее время в нефтепроводном транспорте возникла необходимость диагностического обследования и проведения дефектоскопических работ по оценке фактического технического состояния и определения

5

остаточного ресурса (срока службы) магистральных и подпорных насосных агрегатов. Решение этих задач позволит выявить недопустимые дефекты и предупредить возникновение отказов, повысить экономические показатели и надежность насосного оборудования, а также определить срок службы (ресурс) безопасной эксплуатации оборудования.

Цель работы - оценка технического состояния и остаточного ресурса насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов. Основные задачи работы:

• анализ условий реализации методики автоматизированного контроля и диагностирования насосных агрегатов на основе эксплуатационных и вибрационных параметров;

• исследование и разработка методики определения технического состояния и остаточного ресурса магистральных и подпорных насосов;

• исследование и разработка методики дефектоскопического контроля валов насосов и роторов электродвигателей насосных агрегатов.

Методы исследований. Решение поставленных задач проводилось путем теоретических и экспериментальных исследований в лабораторных и промышленных условиях. Для исследований использовались статистические данные и информация, полученная с помощью стандартных средств и методов измерений. Задачи исследований решались с применением методов теории прочности и статистических методов.

Основные защищаемые положения. Разработка способов оценки технического состояния и повышения эффективности работы оборудования нефтеперекачивающих станций в условиях автоматизации магистральных нефтепроводов, методов дефектоскопии и определения остаточного ресурса (срока службы) оборудования, длительно эксплуатируемого на объектах магистральных нефтепроводов.

6

Научная новизна:

• выявлено, что основным направлением работ по обеспечению надежности и экономичной эксплуатации насосных агрегатов является реализация задач вибрационной и параметрической диагностики на стадии эксплуатации оборудования, а также выполнение дефектоскопических работ в процессе технического обслуживания или ремонта

• установлено, что оперативную оценку фактического технического состояния оборудования необходимо реализовать в условиях автоматизации нефтеперекачивающих станций. Показано, что по тенденции изменения среднего квадратического значения виброскорости от времени наработки и с учетом изменения подачи можно определить время вывода оборудования в ремонт. Определены причины изменения характеристик насосов по мере наработки, устранение которых позволит повысить экономические показатели работы насосов;

• обоснована необходимость проведения дефектоскопии корпусов магистральных и подпорных насосов, а также их валов и роторов электродвигателей, которая позволит повысить достоверность результатов вибрационной диагностики, определить техническое состояние и остаточный ресурс (срок службы) насосного оборудования. Определены нормы допустимых дефектов, которые выявляются при неразрушающем контроле оборудования.

Практическая ценность работы:

• автоматизированная система диагностирования технического состояния насосных агрегатов и комплекс по определению к.п.д. насосных агрегатов внедрены в практику эксплуатации магистральных нефтепроводов;

• методики дефектоскопии магистральных и подпорных насосов, валов насосов и роторов электродвигателей используются при ремонте и техническом освидетельствовании оборудования;

• результаты выполненных работ положены в основу разработанных и внедренных руководящих документов.

7 Апробация работы.

Основные положения и результаты исследований диссертационной работы докладывались на:

• VII международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (Уфа, 2003);

• IV конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (Уфа, 2003).

• научно-практической конференции «Новые разработки в химическом и нефтяном машиностроении» (Туймазы, 2003).

• научно- практической конференции «Вклад науки Республики Башкортостан в реальный сектор экономики». Секция «Роль науки в развитии нефтегазовой отрасли Республики Башкортостан» (Уфа, 2003).

8 1. АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОСНОВНОГО

ОБОРУДОВАНИЯ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ И МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ЕГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

В первой главе анализируются условия и сроки эксплуатации основного оборудования нефтеперекачивающих станций и методы оценки его технического состояния.

1.1. Условия и сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих станций

В параграфе представлен анализ условий и сроков эксплуатации насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций, который позволяет сделать вывод о необходимости проведения работ по выявлению дефектов и предупреждению отказов оборудования.

Нефтеперекачивающие станции представляют комплекс сооружений, установок и оборудования, предназначенных для обеспечения транспорта нефти по магистральному трубопроводу. В состав НПС входят: насосные станции с магистральными и подпорными насосными агрегатами; резервуар-ные парки; системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации, пожаротушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, связи; технологические трубопроводы, печи подогрева нефти, узлы учета нефти, производственно-бытовые здания и сооружения [103].

Вопросы эксплуатации нефтеперекачивающих станций, условия эксплуатации оборудования НПС подробно рассмотрены в работах [8, 27, 33, 42, 43,51,66, 71, 79, 85, 117, 118, 120].

Как показал анализ условий эксплуатации нефтеперекачивающих станций, технологический режим перекачки определяет основные параметры магистрального нефтепровода [103]:

производительность нефтепровода;

количество и типоразмеры работающих магистральных насосных агрегатов НПС и диаметры рабочих колес;

рабочее давление на приеме, до и после регуляторов давления НПС;

максимальное разрешенное рабочее давление на нагнетании насосов и на нагнетании НПС;

максимальное разрешенное давление нефтепровода на входе НПС;

минимально допустимое рабочее давление на всасывании насосов.

9

Технологический процесс перекачки нефти осуществляется по различным схемам: «через резервуары», «из насоса в насос», «с подключенными резервуарами».

Основным оборудованием НПС, обеспечивающим перекачку нефти по магистральным нефтепроводам, являются магистральные и подпорные насосные агрегаты.

Потребление электроэнергии магистральными и подпорными насосными агрегатами составляет 92-96 % от общего ее расхода по НПС. Отказы насосов часто приводят к снижению производительности нефтепровода, создают аварийную ситуацию. Система автоматики НПС в основном контролирует эксплуатационные параметры работы оборудования и системы НПС и выдает команду на их отключение при достижении аварийных режимов. В то же время имеют место отказы, когда автоматика дает команду на отключение насосного агрегата после разрушения отдельных его элементов, что может привести к катастрофическим последствиям. Например, остановка агрегата по повышенной вибрации, вызванной поломкой вала, разрушением подшипников или муфты, соединяющей насос с электродвигателем, выходом из строя торцевых уплотнений, чревата тяжелыми последствиями и может привести к остановке всей НПС.

Существующий автоматизированный контроль потребляемой электроэнергии, подачи и напора насосов не позволяет оценить их экономичность и степень изменения этих параметров относительно начальных параметров, что может привести к большим эксплуатационным издержкам по сравнению с затратами на ремонт.

С учетом изложенного, практика эксплуатации магистральных насосов предъявляет к ним требования [66]:

экономичность работы, которая определяется в основном высоким значением к.п.д. и малыми затратами на техническое обслуживание и ремонт;

надежность работы;

возможность автоматизированного контроля основных параметров насосов.

10

К основным техническим показателям нефтяных центробежных магистральных и подпорных насосов, которые используются для оценки их экономичности, относится объемная подача насоса (подача насоса) Q (м /с).

Напор Н(м) - удельная энергия, которая сообщается жидкости. Значение напора определяется выражением

Н = — =р-»х-рвх ^ (1 л)

pg pg

где Р - давление насоса, Па

Рвых, Рвх - давление на выходе и на входе в насос, Па; р — плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с . Мощность насоса N (кВт) — мощность, потребляемая насосом. Полезная мощность насоса Nn — мощность, сообщаемая насосом подаваемой жидкой среде и определяемая зависимостью

Nn=Q-P (1.2)

К.п.д. насоса, как отношение полезной мощности Nn к затрачиваемой мощности насоса N

К.п.д. насоса учитывает механические, гидравлические и объемные потери насоса. При эксплуатации насоса механические и гидравлические потери насоса изменяются незначительно, а объемные потери претерпевают значительные изменения (увеличиваются), что определяется износом деталей щелевого уплотнения рабочего колеса. По мере роста величины зазора щелевого уплотнения изменяются начальные соотношения между напором, мощностью и подачей, что можно оценить при автоматизированном контроле указанных параметров.

Кавитационный запас насоса Ah (м) характеризует кавитационные качества насоса и представляет собой превышение удельной энергии на входе в насос над удельной энергией, соответствующей давлению насыщенных паров жидкости при температуре перекачки.

11

Анализ оборудования, применяемого на магистральных нефтепроводах, показал, что в настоящее время для перекачки нефти на НПС применяются магистральные насосы типа НМ, подпорные насосы типа НПВ и НГПН, их доля составляет около 90 % парка всех насосов. Кроме того, в качестве магистральных используются насосы типа НД и ЦНС, а в качестве подпорных - насосы НМЛ, Вортингтон и другие.

По конструкции магистральные насосы типа НМ можно поделить на насосы с подачей от 125 до 710 м3/ч и насосы с подачей от 1250 до 10000 м3/ч. Насосы с подачей до 710 м3/ч секционные, многоступенчатые с односторонним расположением колес. Насосы с подачей более 1250 м3/ч одноступенчатые со спиральным отводом и рабочим колесом двухстороннего входа. Все насосы нормального ряда выполняются в горизонтальном исполнении и имеют частоту вращения вала 3000 об/мин. Для расширения области применения насосов НМ используются сменные роторы, а также осуществляется обточка (подрезка) рабочих колес. Насосы с подачей более 1250 м3/ч могут иметь от одного до трех сменных роторов на подачу 0,5 Q, 0,7 Q и 1,25 Q. Насосы НМ соединяются с двигателем зубчатой или пластинчатой муфтой. Муфты могут быть выполнены с промежуточным валом.

Насосы типа НПВ - вертикальные, одноступенчатые с рабочим колесом двухстороннего входа. Насосы имеют два варианта исполнения - с нормальным и укороченным валом. Предельное рабочее давление насоса 1,6 МПа. Частота вращения ротора 1500 об/мин. Насос с двигателем соединяется упруго-пальцевой или пластинчатой муфтой с проставкой. Насосы рассчитаны на номинальные подачи 1250, 2500,3600 и 5000 м3/ч.

Насосы типа НМЛ рассчитаны на подачи 2500, 3600, 5000 м3/ч. Указанные насосы центробежные, горизонтальные, одноступенчатые с рабочим колесом двухстороннего входа, корпус насоса имеет осевой горизонтальный разъем по оси насоса. Частота вращения вала 1000 об/мин. Валы насоса и электродвигателя соединяются зубчатой муфтой.

12

Насосы типа НГПН 3600-120 со сменными роторами на подачу 0,7 Q и 1,25 Q горизонтальные, шнекоцентробежные, одноступенчатые с рабочим колесом двухстороннего входа. Для улучшения кавитационных характеристик перед рабочим колесом установлены шнеки с переменным шагом лопаток. Частота вращения ротора 1500 об/мин.

Также применяются в нефтепроводном транспорте подпорные вертикальные насосы Вортингтон (типа 26 QL СМ/2), имеющие более высокие показатели надежности. Частота вращения ротора 980 об/мин. Сравнительно низкие обороты снижают динамические нагрузки на основные детали и узлы насосов. Вал насоса с двигателем соединяется при помощи зубчатой или пластинчатой муфты [42].

Приведенные характерные отличия насосов вызывают необходимость индивидуального подхода к оценке их технического состояния. Так, различная частота вращения ротора (обусловленная основной гармоникой вибрации) вызывает неоднозначную картину изменения спектральных характеристик по мере появления однотипных неисправностей насоса. Увеличение щелевого зазора рабочего колеса с 0,3 до 1,0 мм вызывает снижение к.п.д. насоса НМ 10000 - 210 на 3,0 - 3,5 %,а насоса НМ 1250 - 260 на 9 - 10 %. Прослеживается неадекватная картина изменения вибрации и к.п.д. насоса по мере наработки даже для одного типа насоса. Здесь влияют конструктивные и технологические отличия, а также проектные решения и монтажные особенности конкретного насосного агрегата.

Практика работы насосного оборудования НПС показывает, что фактические основные характеристики магистральных насосов (к.п.д. и напор) в начале эксплуатации ниже по сравнению с паспортными. Их снижение наблюдается и в процессе эксплуатации. По мере наработки этот процесс возможно отслеживать и контролировать на основе автоматизированного сбора и обработки эксплуатационных параметров, используемых при реализации алгоритмов параметрической и вибрационной диагностики.

13

Для обеспечения экономичной работы насосов величина к.п.д. должна контролироваться по мере наработки. Контроль изменения к.п.д. и напора насосов в процессе эксплуатации позволит своевременно вывести их в ремонт для восстановления этих показателей и, следовательно, повышения экономичности работы насосов.

Кавитационная характеристика представляет зависимость допускаемого кавитационного запаса от подачи насоса при постоянных частоте вращения и физических свойствах перекачиваемой жидкости. Для предотвращения кавитации минимальное давление на входе в насос также следует контролировать системой автоматики НПС и необходимо учитывать при анализе вибрационной характеристики насоса.

В качестве привода магистральных насосов используются синхронные двигатели типа СТД, СТДМ и асинхронные двигатели типа АТД, АТД2, АЗП, ВЗМЗ, АРМП на 6 и 10 кВ. Для привода подпорных насосов типа НМП и НПВ используются двигатели типа ДС, СДН, ВАОВ, а для насосов типа НГПН - двигатели типа АЗВ и АЗТВ.

Конструктивное исполнение электродвигателей, вопросы эксплуатации электродвигателей, их характеристики и надежность рассмотрены в работах [37, 38, 72, 74, 77, 118]. Тип и исполнение электродвигателей оказывают влияние на вибрационные характеристики всего насосного агрегата, а также на достоверность результатов параметрической диагностики. Это обусловлено тем, что при определении экономичности насоса на базе автоматизированного контроля эксплуатационных параметров к.п.д. электродвигателя принимается постоянным, как правило, равным паспортному значению. В тоже время, выполненными в институте ИПТЭР исследованиями выявлено, что также, как и у насосов, к.п.д. электродвигателя может не соответствовать паспортному, а тенденция его изменения по мере загрузки имеет отличие даже для одного типа двигателей.

При применении электродвигателей взрывозащищенного исполнения основные насосы и двигатели размещаются в общем насосном зале. При

14

применении электродвигателей невзрывозащищенного исполнения размещение насоса и привода производится в различных помещениях - насосном зале и электрозале. При этом фундамент и рамы раздельные, а промежуточный вал, соединяющий насос с двигателем, имеет большую длину. Указанные факторы влияют на вибрационные характеристики агрегата.

Основные параметры электродвигателей, как мощность, частота вращения ротора, подлежат контролю. Причем для реализации параметрической диагностики должны быть предъявлены жесткие требования к метрологическим характеристикам и погрешности автоматизированного измерения мощности и оборотов.

Синхронные электродвигатели имеют обороты, соответствующие частоте тока в сети, которая, как показывает практика, в зависимости от нагрузки сети и случайных факторов может изменятся в пределах 49,5 - 50,5 Гц.

Асинхронные двигатели имеют различную величину скольжения в зависимости от конструкции и загрузки, что приводит к изменению частоты вращения ротора насоса при его эксплуатации.

Анализ данных по парку оборудования, эксплуатируемого в трубопроводном транспорте нефти, показал, что 38 % насосов эксплуатируется 20-30 лет, 37 % находится в эксплуатации свыше 30 лет и только 25 % в эксплуатации менее 20 лет. Аналогичная картина по срокам эксплуатации электродвигателей: 58 % находится в эксплуатации 20-30 лет, 10 % эксплуатируется на объектах трубопроводного транспорта нефти более 30 лет и 32 % в эксплуатации менее 20 лет. Анализ этих данных выполнен в работах: «Методы и технология неразрушающего контроля роторов электродвигателей нефтеперекачивающих агрегатов» (авторы: Акбердин А. М., Баженов В. В., Белов А. И.) [1], «Анализ данных о надежности оборудования НПС как фактор повышения эффективности его эксплуатации» (авторы: Акбердин А. М., Чибирева А. В., Вишневская Т. Н.) [5] и «Условия работы и методы обеспечения надежной и безопасной эксплуатации электроприводов насосов нефтеперека-

15

чивающих станций» (автор Баженов В. В.) [16]. Распределение оборудования по срокам эксплуатации приведено на рисунке 1.1.

насосы

электродвигатели

1 - срок эксплуатации менее 20 лет;

2 - срок эксплуатации 20-30 лет;

3 - срок эксплуатации более 30 лет

Рисунок 1.1- Распределение оборудования нефтеперекачивающих станций по срокам эксплуатации

Учитывая значительный срок службы оборудования нефтеперекачивающих станций, физический износ основных деталей и усталостные изменения материала, эксплуатация оборудования без проведения работ по своевременному выявлению дефектов и предупреждению отказов становится не безопасной. Решение этой задачи обеспечивается проведением технического диагностирования насосных агрегатов, как наиболее энергоемкого оборудования нефтеперекачивающих станций, на основе методов и средств эксплуатационного контроля вибрации - вибродиагностики, а также дефектоскопического контроля деталей при ремонте оборудования.

16

Анализ технического состояния оборудования, длительно эксплуатируемого на нефтеперекачивающих станциях, показал, что вибродиагностика не решает всех проблем поддержания работоспособности и исправности оборудования в процессе эксплуатации, а способствует лишь своевременному принятию мер по предотвращению внезапных отказов.

Развитие некоторых дефектов и неисправностей, таких, как трещины и поломки валов и зубьев муфт, разрушение подшипников и выход из строя элементов торцевых уплотнений из-за попадания в них механических частиц, могут вызвать резкий рост вибрации насоса и внезапный отказ. Причем методы вибродиагностики, как правило, не позволяют своевременно определить указанные внезапные отказы. Большая скорость развития таких дефектов часто обусловлена наличием микротрещин в деталях и зон с высокой концентрацией напряжений. Чтобы не допустить эксплуатацию оборудования даже с незначительными дефектами, необходимо проводить дефектоскопический контроль. Такой контроль целесообразно выполнять на стадии технического обслуживания или ремонта. При этом для оценки работоспособности деталей (валов, корпусов, муфт) необходимо обеспечить автоматизированный контроль мощности, наработки, числа пусков.

1.2. Анализ методов определения технического состояния оборудования нефтеперекачивающих станций

В параграфе приведен анализ методов определения технического состояния насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций, позволяющих выявлять дефекты и предупреждать возникновение отказов оборудования, работающего в условиях автоматизации НПС.

Определение технического состояния оборудования реализуется совокупностью методов и средств диагностирования [66]. Основными задачами технической диагностики являются определение фактического технического состояния оборудования и поиск его неисправностей. Вопросы технической диагностики рассмотрены в работах [3,6,12,24,25,29,32,35,39,41,54,59,64,81,86,88,111, 119, 127, 129]. Методы и средства технической диагностики оборудования НПС освещены в работах [2,40,56,57,60,61,62,89,110,112,113].

17

Диагностирование включает в себя три этапа: измерение контролируемых параметров, анализ и принятие решений. Для решения задач диагностики используют как параметрические, так и непараметрические методы контроля [56]. Параметрические методы включают в себя контроль и оценку параметров объектов диагностирования во времени, определяют их изменения. Решение по результатам диагностирования принимают по значениям комплекса контролируемых параметров. В случае непараметрических методов используют различного вида статистические и динамические характеристики (переходные, импульсные, частотные и т.д.). Чаще всего в этом случае применяют непрерывные функции или интегрально осредненные величины.

Для определения технического состояния оборудования используются прямые и косвенные методы диагностирования. Прямые методы диагностирования используют в качестве диагностических признаков функциональные параметры. Косвенные методы диагностирования основаны на использовании косвенных диагностических признаков, которые являются производными от основных функциональных параметров и имеют косвенную связь с техническим состоянием объекта диагностирования. Это, прежде всего, вибрационные, шумовые, акустические характеристики оборудования.

Одним из методов определения технического состояния насосных агрегатов является метод функциональной диагностики (параметрической диагностики). Контролируемыми параметрами являются:

давление на входе и выходе из насоса Рвх, Рвых и определяемый по этим величинам напор насоса Н;

подача насоса Q;

мощность насоса N;

частота вращения ротора п;

плотность нефти р;

вязкость нефти v;

номинальная частота вращения ротора пн.

Список литературы

1 насосов нефтеперекачивающих станций и продления их срока службы 114

4.3. Проведение исследований и разработка методики дефектоскопии

2 валов насосов и роторов электродвигателей 118

4.4 Выводы по главе 4 120 Основные выводы и рекомендации 121 Список использованных источников 123