doc_act

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Реклама

  Скачать документ



РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ПАРАМЕТРОВ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ



Реклама

РД 39-0147103-342-89

МИНИСТЕРСТВО ТОПЛИВА И ЭНЕРГЕТИКИ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ ТРАНСПОРТА ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

УТВЕРЖДЕНО

Главным инженером

«Главтранснефти»

24 сентября 1987 г.

МЕТОДИКА
ОЦЕНКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ
НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ
СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ



Реклама

РД 39-0147103-342-89

Уфа-1999



Реклама

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие положения

2. Исходные данные

3. Средства измерения и аппаратура

4. Условия выполнения измерений параметров

5. Метод диагностирования технического состояния насосного агрегата

6. Этапы проведения диагностирования технического состояния насосного агрегата

7. Сбор и статистическая обработка параметров для получения базовых и фактических характеристик насосного агрегата

8. Пересчет усредненных параметров насоса при изменении вязкости нефти, частоты вращения ротора и наружного диаметра рабочего колеса

9. Получение базовых характеристик

10. Проведение диагностирования общего технического состояния насосного агрегата

11. Прогнозирование технического состояния насосного агрегата

12. Оформление результатов диагностирования

Список использованных источников

Приложение А Паспортные характеристики магистральных насосов типа НМ

Приложение Б. Нормативно-справочная информация

Приложение В. Выбор оптимального числа наблюдений, обеспечивающих измерение параметров с необходимой точностью

Приложение Г. Оценка результатов наблюдений параметра X в ряду из m измерений для доверительной вероятности Ра = 0,95

Приложение Д. Значение коэффициента Стьюдента для доверительной вероятности 0,95

Приложение Е. Определение предельного отклонения мощности, обусловленного производственным допуском

Приложение Ж. Значения коэффициента к* для оценки доверительных интервалов прогноза с вероятностью 0,9 (линейный тренд)

Приложение И. Пример диагностирования текущего техничес­кого состояния насосного агрегата НПС

Приложение К. Пример определения тенденции изменения технологических параметров насосного агрегата

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ



Реклама

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ
ПАРАМЕТРОВ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

РД 39-0147103-342-89

Срок введения с 01.01.89



Реклама

Настоящая методика предназначена для диагностирования и прогнозирования общего технического состояния насосных агрегатов (НА) нефтеперекачивающих станций (НПС), перехода к техническому обслуживанию и ремонту по фактическому техническому состоянию.

Задачи параметрической диагностики могут решаться в ЕАСУ функциональной подсистемой СКУТОР (системой контроля и управления техническим обслуживанием и ремонтом объектов и сооружений магистральных нефтепроводов).

Диагностирование НА допускается проводить также на основе контрольных измерений фактических эксплуатационных параметров.

Внедрение методики позволит выполнять анализ возможных причин ухудшения напорных и энергетических характеристик НА и будет способствовать более эффективной их эксплуатации, уменьшению расхода электроэнергии на перекачку.



Реклама

Методика может быть использована дня насосов типа НМ с основными и сменными роторами, разной степенью обточки рабочего колеса, различными значениями частоты вращения ротора, различными параметрами перекачиваемой нефти.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Диагностирование текущих эксплуатационных параметров НА основывается на сравнении базовых и фактических характеристик насоса, полученных за определенный период времени и обработанных при помощи методов статистического анализа.

1.2 Базовые и фактические характеристики определяются на основе данных, полученных по телемеханическим каналам связи (уровень ЕАСУ). Так как в данный момент не передается информация о плотности, вязкости, температуре перекачиваемой нефти, наружном диаметре рабочего колеса, наработке после капитального ремонта или после установки нового НА, частоте вращения ротора насоса, то предусматривается ввод соответствующих данных вручную.

При диагностировании НА на основе контрольных измерений эксплуатационных параметров ввод всех данных осуществляется вручную.



Реклама

1.3Эксплуатационные параметры, используемые для диагностирования и прогнозирования, должны быть приведены к номинальной частоте вращения ротора (nн), номинальной плотности перекачиваемой жидкости (rн), номинальному наружному диаметру рабочего колеса насоса данного типоразмера (Dн) в случае отличия фактического наружного диаметра. При необходимости должно быть учтено влияние вязкости перекачиваемой нефти на напорную и энергетические характеристики насоса.

1.4 Методика предусматривает сравнение базовых характеристик с паспортными и выдачу на основании этого рекомендаций по доводке НА после монтажа или ремонта.

1.5 Условные обозначения

Dн - номинальный наружный диаметр рабочего колеса насоса, м;

nн - номинальная частота вращения ротора, об/мин;



Реклама

Qн - номинальная подача насоса, м3/с;

D - фактический наружный диаметр рабочего колеса насоса, м;

ns - коэффициент быстроходности насоса;

n - текущая частота вращения ротора, об/мин;

Q - текущая подача насоса, м3/с;

Рвх. - давление во входном патрубке насоса, Па;

Рвых. - давление в нагнетательном патрубке насоса, Па;

Nнас.- мощность, потребляемая насосом, кВт;

N - мощность, потребляемая насосным агрегатом, кВт;

Н - напор, развиваемый насосом, м;

J - сила тока, потребляемого насосным агрегатом, А;

hэл.дв. - КПД электродвигателя, %;

h - КПД насоса, %;

x - обобщенное обозначение измеряемых эксплуатационных параметров;

i - номер режима;

m - число наблюдений текущих параметров;

j - номер текущего результата наблюдения в ряду из mзначений;

rн - номинальная плотность перекачиваемой жидкости, кг/м3;

r - плотность перекачиваемой нефти, кг/м3;

v - вязкость перекачиваемой нефти, м2/с;

Re - число Рейнольдса, ;

Reпер., Reтp. - числа Рейнольдса, определяющие границу перехода режима течения жидкости из области автомодельной в область зависящих от вязкости напора и КПД;

НА - насосный агрегат;

РК - рабочее колесо;

БХ - базовые характеристики;

НСИ - нормативно-справочная информация;

СКО - среднее квадратическое отклонение.

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Для каждого насосного агрегата, подлежащего диагностированию, необходимы следующие данные

2.1 Технические характеристики НА, а именно:

типоразмер НА; Dн, nн, ns; паспортные характеристики НА - напорная и энергетические; тип двигателя и его КПД для номинальной мощности.

2.2 Эксплуатационные характеристики НА, а именно: технологический номер НА в данной комбинации включения насосов на НПС; фактический наружный диаметр рабочего колеса; мгновенные значения Q; Pвх., Pвых., N, n.

2.3 Физические свойства нефти: r и v.

2.4 Вспомогательная информация: название НПС; сквозной номер НА во всей совокупности контролируемых насосных агрегатов; наработка НА со времени монтажа или последнего капитального ремонта; год, месяц, число, час проведения диагностирования.

2.5 Характеристики насосов аппроксимируются следующими аналитическими кривыми:

(2.1)

(2.2)

где Q - подача насоса в м3/час.

Паспортные характеристики магистральных насосов типа НМ приведены в Приложении А.

Величины коэффициентов а0, а1, а2, а3, с0, с1, с2, с3, а также погрешности аппроксимации графических паспортных зависимостей H = f1(Q), N = f2(Q) аналитическими кривыми (2.1), (2.2) приведены в Приложении Б.

2.6 Значения КПД насоса определяются по формуле:

(2.3)

2.7 Значения коэффициентов аппроксимации, входящих в функции (2.1), (2.2), величины nн, Dн, hэл.дв., Reпер., Reгр., rн, сквозной номер каждого насосного агрегата относятся к нормативно-справочной информации (НСИ) и хранятся в базе данных (БД).

2.8 Характеристики НА, полученные после монтажа или капитального ремонта, называются базовыми. Они могут отличаться от паспортных вследствие несоответствия фактической и стендовой гидравлических обвязок НА, условий измерения параметров и свойств перекачиваемой жидкости и, в основном, из-за индивидуальных для каждого насоса отклонений в изготовлении и монтаже, поэтому для эффективной эксплуатации НА необходимо сравнивать паспортные и базовые характеристики и, в случае значительного отличия, производить доводку насосного агрегата с последующей корректировкой коэффициентов аппроксимации, т.е. для базовых характеристик расчет коэффициентов аппроксимации производится заново.

Характеристики НА, получаемые в процессе эксплуатации, называются фактическими (текущими). Диагностирование технического состояния НА производится на основе сравнения фактических характеристик с базовыми.

2.9 При сопоставлении фактических и базовых характеристик необходимо учитывать не только сквозной номер НА, но и его технологический номер в комбинации включений насосов на ИПС (номер по потоку), который передается в БД. Базовые характеристики должны быть определены для каждого НА в случае его работы первым по потоку и последующим.

2.10 Согласно проведенным исследованиям [1] для расчетов в данной методике можно принять КПД электродвигателя равным КПД электродвигателя при номинальной мощности hном.эл.дв., значения которого приведены в Приложении Б.

2.11 Выбор оптимального числа наблюдений, обеспечивающих измерение параметров с необходимой точностью, был сделан на основании имеющегося статистического материала согласно методике, изложенной в [2], m = 21 (см. Приложение В). Число наблюдений может быть изменено в соответствии с местными условиями (необходимой точностью и разбросом измеренных значений от среднего).

3. СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ И АППАРАТУРА

3.1 При подготовке к реализации «Методики...» на НПС необходимо провести аттестацию измерительных средств.

3.2 Комплекты преобразователей расхода, давлений на входе в выходе НА, мощности, плотности и вязкости являются составной частью средств автоматики НПС и ЕАСУ.

3.3 Подача насоса измеряется при помощи турбинных преобразователей расхода узла учета нефти НПС с точностью 0,25 %.

3.4 Давление на входе и выходе насосного агрегата измеряется штатными первичными преобразователями давления с точностью 0,6 %.

3.5 Допускается измерение подачи и давления другими средствами, обеспечивающими достаточную точность.

3.6 Мощность, потребляемая насосным агрегатом, измеряется при помощи штатных первичных преобразователей мощности с точностью 0,6 %. Допускается определять мощность по счетчику потребляемой электроэнергии или вольтметру и амперметру.

3.7 Частота вращения ротора НА измеряется при помощи тахометров или датчиков оборотов с точностью не более 1 %.

3.8 Наработку насосного агрегата измеряют по счетчику наработки или определяют по журналу учета работы агрегата.

3.9 Плотность перекачиваемой нефти измеряется при помощи поточных плотномеров с точностью 1 %.

3.10 Допускается определение плотности и вязкости нефти в химлаборатории НПС согласно действующим ГОСТам.

3.11 Выполнение задач параметрической диагностики в подсистеме СКУТОР начинается автоматически после накопления информации о текущих (эксплуатационных) параметрах и перекачиваемой нефти, передаваемых с первичных преобразователей по телемеханическим каналам связи в базы данных функциональных подсистем ЕАСУ.

Параметрическая диагностика на основе контрольных измерений осуществляется после введения этой информации вручную.

4. УСЛОВИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ ПАРАМЕТРОВ

4.1 Из расчетов должны быть исключены значения текущих параметров, 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 НА или соседних с ним агрегатов НПС;

при переключениях измерительных линий на узлах учета нефти.

4.2 Замер параметров производится только при стационарном режиме перекачки. Стационарным считается режим, характеризующийся параметрами, неизменными в течение четырех и более часов.

4.3 Контроль стационарности режима осуществляется по подаче или по давлениям на входе или выходе НА. Колебания контролируемого параметра не должны превышать 3 % от среднего значения [3] (см. п. 7.3).

4.4 Параметры измеряются при бескавитационном режиме работы НА (контролируется при измерении вибрации) и отсутствии перетока нефти через обратный клапан.

4.5 Значения текущих параметров должны быть приведены к номинальной частоте вращения и к номинальной плотности перекачиваемой жидкости (плотность воды при 20 °С).

В настоящее время информация о частоте вращения ротора по каналам ТМ не передается, поэтому рекомендуется проводить измерение текущих параметров в интервале времени с 24 часов до 6 часов, когда колебания частоты промышленного тока наименьшие. Желательно перед внедрением методики изучить изменение уровня напряжения на конкретной НПС и уточнить время измерения параметров.

4.6 Для каждого текущего режима работы НА по измеренным значениям вязкости перекачиваемой нефти, частоты вращения и наружного диаметра рабочего колеса необходимо определить число Рейнольдса и сравнить его с переходным и граничным значениями, величины которых приведены в Приложении Б.

4.7 При отличии фактического наружного диаметра рабочего колеса от паспортного, значения которого даны в Приложении Б, необходимо вести пересчет измеренных параметров.

4.8 Проверка адекватности базовых характеристик паспортным и выдача рекомендаций по доводке НА осуществляется сразу после получения базовых характеристик.

4.9 При проведении параметрической диагностики в подсистеме СКУТОР сбор информации для определения усредненной величины эксплуатационных параметров каждого НА для всех текущих стационарных режимов производится постоянно с периодичностью, устанавливаемой по регламенту функциональных подсистем ЕАСУ. При смене режимов производится новый набор данных. Сравнение текущих характеристик с базовыми и проверка значимости отклонения производится 1 раз в сутки.

4.10 Диагностирование на основе контрольных измерений эксплуатационных параметров производится через 2100 - 3000 часов наработки. Сбор информации производится не менее чем на 3 - 4 режимах.

5. МЕТОД ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАСОСНОГО АГРЕГАТА

5.1 Метод диагностирования основывается на сравнении фактических характеристик с базовыми. Сравнение производится по статистически обработанным параметрам для всех режимов, на которых работал насосный агрегат за сутки (для параметрической диагностики на уровне ЕАСУ) и через 2100 - 3000 часов наработки для не менее чем 3 - 4 режимов (диагностирование на основе контрольных измерений эксплуатационных параметров).

5.2 Метод базируется на следующих основных положениях.

В процессе эксплуатации насосного агрегата его техническое состояние меняется вследствие износа деталей и узлов, накопления повреждений. Наиболее ускоренному износу подвергаются элементы щелевых уплотнений рабочего колеса, металл проточной части улиток корпуса насоса, лопатки рабочего колеса у входной и выходной кромок и торцовые уплотнения. Скорость потери работоспособности НА и его элементов определяется индивидуальными особенностями насоса, начальным состоянием (базовыми характеристиками), режимом его эксплуатации, количеством механических примесей, качеством сборки насоса и т.д., т.е. каждый насос требует индивидуального подхода и своей собственной базы для сравнения текущих характеристик.

В результате износа растут все виды потерь - гидравлические, объемные, механические, что ведет к снижению полного КПД и всех его составляющих, а также к деформации характеристик НА.

Достаточно полную информацию можно получить, сравнивая деформированные текущие характеристики конкретного насоса с базовыми характеристиками этого же насоса, взятыми с учетом технологического номера НА. Учет технологического номера насоса необходим, т.к. многочисленные эксперименты показали, что при работе насоса первым по потоку КПД НА на 1 - 2 % меньше величины КПД этого же насоса, работающего вторым по потоку, при практически одинаковых подаче и времени наработки. Этот факт может быть объяснен режимом частичной кавитации [4] или более значительной деформацией потока после подводящего колена для насоса, работающего первым по потоку [5].

5.3 Определенным деформациям характеристик соответствуют определенные причины. В таблице 5.1 (стр. 11) и на рис. 5.1 (стр. 14) представлены описания деформаций характеристик НА и причины, их вызывающие.

Таблица 5.1 Причины деформаций характеристик насосов

Вид деформации характеристик

Описание

Возможные причины

1

2

3

Рис. 5.1.а

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

Искажение отливки РК

Уменьшенный диаметр РК

КПД двигателя ниже паспортного

Рис. 5.1.б

Напор, КПД снижены, мощность без изменений

Увеличение шероховатости проточной части корпуса насоса

Грубая, некачественно обработанная поверхность межлопаточных каналов РК и корпуса

Колесо установлено несимметрично относительно вертикальной оси улитки насоса

Рис. 5.1.в

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

Дефекты подшипниковых узлов и их сборки

Расцентровка частей НА

Прогиб вала

Работа около критических оборотов

Контакт в уплотнении РК

Загрязнение внутренней полости электродвигателя

Повышенный температурный режим работы двигателя

Рис. 5.1.г

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

Наружный диаметр РК увеличен

Рис. 5.1.д

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

Недостаточный подпор на входе в насос, кавитация

Рис. 5.1.е

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

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

Рис. 5.1.ж

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

Чрезмерные утечки через уплотнение рабочего колеса и торцовые уплотнения

Пропускает обратный клапан

Рис. 5.1.и

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)

Рис. 5.1.к

Для всей области подач требуется больший допускаемый кавитационный запас

Износ входных кромок лопатки РК

Рис. 5.1.л

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

Рис. 5.1.м

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

Перерасширение площади спирального отвода

5.4Диагностирование текущего технического состояния НА (определение причин деформации характеристик) производится только при наличии значимого отклонения эксплуатационных характеристик от базовых (см. разделы 9 и 10). Своевременное выявление причин позволит обеспечить эффективную эксплуатацию НА, увеличить его реальный ресурс работы, не допуская отказов, связанных с износом и разрушением деталей и узлов.

5.5 Наличие значимого отклонения является основанием для вывода НА в ремонт.

5.6 Проверка адекватности базовых характеристик паспортным производится аналогично сравнению текущих и базовых характеристик. После определения причин неадекватности и доводке НА согласно выявленным причинам, по методу наименьших квадратов [2; 6; 7] производится обработка базовых характеристик, определяются коэффициенты аппроксимирующих уравнений, которые передаются в базу данных.

Деформации характеристик

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

базовые характеристики; фактические (текущие) характеристики

Рис. 5.1

6. ЭТАПЫ ПРОВЕДЕНИЯ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАСОСНОГО АГРЕГАТА

Содержание работ при диагностировании и периодичность их проведения представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 Периодичность проведения диагностирования

№ п/п

Наименование этапа

Режимы

Периодичность

1

2

3

4

1.

Сбор и подготовка информации для получения первоначальных БХ

Не менее 10 режимов в диапазоне подач от 0 до Qmax

После монтажа или капитального ремонта

2.

Сравнение первоначальных БХ с паспортными

Выдача рекомендаций по доводке насосного агрегата

-"-

-"-

3.

Получение окончательных БХ для различных технологических номеров насосного агрегата

-"-

После доводки насосного агрегата

4.

Сбор и подготовка (нормализация и статистическая обработка) текущих параметров

Для всех текущих стационарных режимов

В течение суток (уровень АСУТП)

Для не менее 3 - 4 режимов

Через 2100 - 3000 часов наработки (при контрольных измерениях)

5.

Проведение диагностирования текущего технического состояния насосного агрегата

Для всех текущих стационарных режимов

В течение суток (уровень АСУТП)

Для не менее 3 - 4 режимов

Через 2100 - 3000 часов наработки (при контрольных измерениях)

6.

Выдача рекомендаций по дальнейшей эксплуатация НА или выводу его в ремонт с приложением перечня возможных неисправностей

-"-

-"-

7.

Прогнозирование технического состояния НА

-"-

-"-

7. СБОР И СТАТИСТИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ БАЗОВЫХ И ФАКТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК НАСОСНОГО АГРЕГАТА

7.1 Сбор и обработка параметров для получения базовых и текущих характеристик аналогичны. Единственное отличие состоят в том, что информация для построения базовых характеристик собирается для всех режимов, а данные для текущих характеристик собираются для фактических режимов эксплуатации НА в период времени от одной постановки диагноза до другой.

7.2 При сборе информации должны быть учтены требования п.п. 4.1, 4.2, 4.4.

7.3 Контроль стационарности режима осуществляется по Q(Pвх. или Рвых.) согласно п. 4.3.

Набирается m (не менее 21) значений Qjвх.j или Рвых.j), по которым подсчитывается среднее значение

(7.1)

Делается проверка

(7.2)

В случае выполнения неравенства (7.2) значения текущих параметров подвергаются дальнейшей обработке, иначе измеренные значения отбрасываются, недостающие значения добираются.

7.4 Предлагаемая в данной методике последовательность статистической обработки эксплуатационных параметров, характеризующих определенный режим, проверенный на стационарность, достаточно традиционна [2; 6; 8 и т.д.].

7.5 Так как формулы для расчета статистических характеристик одинаковы для всех измеряемых параметров, введем величину х - обобщенное обозначение измеряемых эксплуатационных параметров.

7.6 Определение среднего арифметического значения по имеющимся измеренным значениям xj

(7.3)

где m - число наблюдений.

Таким образом получаем величины , , , , , , или (в случае регистрации на НПС Jj, тогда ).

В дальнейшем, согласно [8], величины , , , , , , называются результатами измерений, а величины Qj, Рвх.j, Pвых.j, Nj, nj, rj, vj - результатами единичных наблюдений.

7.7 Определение оценки среднего квадратического отклонения (СКО) результата наблюдений

(7.4)

По этой формуле получаем значения: S(Qj), S(Pвх.j), S(Pвых.j), S(Nj), S(nj), S(rj), S(vj).

7.8 Проверка однородности полученных наблюдений параметра х проводится для исключения грубых ошибок. Для этого вычисляется относительное уклонение результата наблюдения xj от среднего арифметического , выраженное в долях СКО [2]:

(7.5)

Полученное значение uxj сравнивается с табличным, зависящим от числа наблюдений m и доверительной вероятности Рa. Табличные значения uтабл. для Рa = 0,95 и m= 3 - 25 даны в Приложении Г.

Если uxj> uтабл., то наблюдение xj отбрасывается как грубоошибочное с вероятностью 0,95, тогда и S(xj) пересчитываются заново без учета исключенного результата наблюдения. Если (m- 1) < 21, то добирается еще одно значение параметра х.

Аналогично проверяется принадлежность общему ряду следующего результата наблюдения xj+1 и т.д.

7.9 Значения uтабл. относятся к нормативно-справочной информации и хранятся в базе данных.

7.10 Определение оценки СКО результата измерения

(7.6)

7.11 Без проверки принимаем предположение, что результаты наблюдений xj принадлежат к нормальному распределению. При желании можно произвести проверку нормального распределения результатов наблюдений при помощи составного критерия [8].

7.12 Доверительные границы случайной погрешности результата измерения определяются по формуле:

(7.7)

где t - коэффициент Стьюдента, зависящий от доверительной вероятности Рaи числа результатов наблюдений m.

Табличные значения t для Рa= 0,95 даны в Приложении Д.

7.13 Значения коэффициента t относятся к нормативно-справочной информации и хранятся в базе данных.

7.14 Доверительные границы неисключенной систематической погрешности результата измерения определяются по формуле:

(7.8)

где - предел систематической погрешности средств измерений величины .

(7.9)

где h - класс точности средства измерения.

7.15 По рекомендациям [2] суммарная погрешность результата прямого измерения определяется по формуле:

(7.10)

7.16 Согласно формуле (7.10), суммарные погрешности прямых измерений параметров , , , , , , , характеризующих текущий i-ый режим работы насосного агрегата, вычисляются по формулам:

(7.11)

7.17 Относительные предельные погрешности измерения этих параметров будут иметь вид:

(7.12)

7.18 Относительная предельная погрешность определения напора i-ого режима насосного агрегата находится по формуле, рекомендованной [9]:

(7.13)

где g- ускорение свободного падения, м/с2;

- напор, м.

(7.14)

7.19 Среднее значение КПД насоса для i-ого режима подсчитывается по формуле:

(7.15)

7.20 Значение плотности перекачиваемой нефти, при отсутствии результатов непосредственных замеров можно определить по формуле:

(7.16)

где r20- плотность нефти при 20 °С;

? - температурная поправка,

? = 1,825 - 0,001315r20, кг/м3 · ?С (7.17)

t - температура нефти, при которой определяется плотность.

7.21 Полученные значения параметров насоса (подача, напор, мощность и КПД) должны быть нормализованы (приведены) согласно формулам следующего раздела. После приведения получим величины Qпр.i, Hпр.i, Nпр.i, hпр.i.

7.22 Окончательно расчетные формулы для определения относительных предельных погрешностей приведенных значений параметров НА записываются следующим образом:

(7.18)

7.23 Абсолютные предельные погрешности определения параметров насоса, характеризующих текущий i-ый режим работы, находятся по формулам:

(7.19)

7.24 Мощность на валу насоса Nпр.i.нас. определяется по известной формуле:

(7.20)

7.25 Окончательно значения параметров насоса записываются в виде:

подача

напор

мощность насоса

КПД насоса

8. ПЕРЕСЧЕТ УСРЕДНЕННЫХ ПАРАМЕТРОВ НАСОСА ПРИ ИЗМЕНЕНИИ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ, ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ РОТОРА И НАРУЖНОГО ДИАМЕТРА РАБОЧЕГО КОЛЕСА

8.1 Величина влияния вязкости перекачиваемой нефти на напор и КПД насоса учитывается согласно рекомендациям РД 39-30-990-84 [10].

8.2 Для всех текущих i-ых режимов работы НА, проверенных на стационарность, подсчитывается значение числа Рейнольдса:

(8.1)

8.3 Полученное значение Rei сравнивается с Reпер. и Reгр. - числами Рейнольдса, определяющими условную границу перехода режима течения нефти из автомодельной области в область зависящих от вязкости значений параметров насоса, соответственно для напора и КПД. Значения Reпер. и Reгр. даны в Приложении Б.

8.4 Если Rei < Reпер., то пересчет значений напора и подачи с одной вязкости на другую, при которой определены базовые характеристики, осуществляется по формулам:

(8.2)

В качестве vбаз. принимаем vводы= 0,01 · 104 м2/с = 1 сСт, т.к. базовые характеристики при сравнении их с паспортными были пересчитаны на паспортные условия работы.

8.5 Если Rei < Reгр., то пересчет значений КПД с одной вязкости на другую, при которой определены базовые характеристики, осуществляется по формуле:

(8.3)

где ns - коэффициент быстроходности насоса, значения которого относятся к НСИ и даны в Приложении Б.

8.6 Пересчет значения мощности насоса осуществляется по формуле:

(8.4)

8.7 При изменении наружного диаметра РК насоса, при обточке РК в процессе эксплуатации, напорная и энергетические характеристики насоса пересчитывается по формулам, приведенным в [10]

(8.5)

где D- первоначальный (без обточки) наружный диаметр РК;

Dобт.- измененный наружный диаметр РК.

Показатели r и L в зависимости от ns равны

r = 2; L = 1 - для насосов с ns = 70 - 125;

r = 2,2; L = 1,3 - для насосов с ns = 125 - 175;

r= 2,35; L = 1,85 - для насосов с ns = 175 - 230.

Показатели r и L относятся к НСИ.

8.8 КПД насоса h(пер.2)i при изменении наружного диаметра РК определяется в соответствии с таблицей:

Коэффициент быстроходности, ns

Допустимая обточка РК в % от номинального диаметра

Снижение КПД насоса на каждые 10 % обточки РК, %

70 - 125

20 - 15

1,0 - 1,5

125 - 175

15 - 11

1,5 - 2,5

175 - 230

11 - 5

2,5 - 3,5

8.9. Приведение (нормализация) значений параметров насоса к номинальной частоте вращения и базовой плотности перекачиваемой жидкости осуществляется по следующим формулам [9]:

(8.6)

В качестве rбаз. принимаем rводы = 998,2 кг/м2.

9. ПОЛУЧЕНИЕ БАЗОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК

9.1 Согласно предыдущим разделам производится сбор и статобработка информации для получения первоначальных БХ для всех режимов. Общее количество режимов при построении БХ должно быть не менее 10 [9].

9.2 Соответствие БХ паспортным устанавливается исходя из условия, что приведенные значения параметров НА находятся в полосе, составленной из допустимых отклонений и абсолютных предельных погрешностей измерений [9].

9.3 За среднее арифметическое паспортных значений берутся значения с паспортных характеристик НА или определяются аналитически по формулам (2.1), (2.2), (2.3) для подачи Qпр.i. При аппроксимации графических зависимостей по формулам (2.1) и (2.2) подача Qпр.i принимается в м3/ч.

9.4 Верхние и нижние границы паспортных значений параметров определяются предельными отклонениями при изготовлении [11] и средними относительными погрешностями аппроксимации зависимостей Нпасп. = f1(Q); Nпасп. = f2(Q) (см. Приложение Б).

(9.1)

где dНпасп., dNпасп. - средние относительные погрешности аппроксимации зависимостей, соответственно Нпасп. = f1(Q); Nпасп. = f2(Q);

Da - производственный допуск на мощность НА (см. Приложение Е).

Для hпасп.берется только нижняя граница [11].

9.5 Сравнение напора, мощности и КПД насоса для каждого режима производится следующим образом:

если

,

то кривые напора, мощности и КПД проходят ниже паспортных характеристик;

если

,

то соответствующие кривые проходят выше паспортных.

В остальных случаях считаем, что текущие значения параметров соответствуют паспортным значениям.

9.6 В соответствии с перечнем возможных причин отличия первоначальных БХ от паспортных (см. п. 5.3) разрабатывается комплекс мероприятий по доводке НА.

9.7 После доводки НА производится обработка базовых характеристик. Методом наименьших квадратов по формулам (2.1), (2.2) определяются коэффициенты аппроксимации, которые заносятся в базу данных.

9.8 Средние значения абсолютных предельных погрешностей определения базовых параметров насоса заносятся в базу данных.

10. ПРОВЕДЕНИЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ОБЩЕГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАСОСНОГО АГРЕГАТА

10.1 Согласно предыдущим разделам производится сбор и статобработка информации для получения характеристик НА для всех текущих стационарных режимов эксплуатации НА.

10.2 Сравнение текущих и базовых характеристик производится с учетом технологического номера НА и основывается на проверке значимости отклонений приведенных значений параметров НА, характеризующих данный режим, от БХ.

10.3 По формулам (2.1), (2.2), (2.3) с учетом коэффициентов аппроксимации (см. п. 9.7) вычисляются Нбаз.i, Nбаз.i, и hбаз.i для подачи Qпр.i. В формулах (2.1), (2.2) Qпр.i принимается в м3/час.

10.4 Определяются и сравниваются верхние и нижние границы базовых и текущих значений параметров:

если Нпр.i + eНпр.i < Нбаз.i - eНбаз.i,

Nпр.i нас + eNпр.i < Nбаз.i - eNбаз.i,

hпр.i+ ehпр.i < hбаз.i - ehбаз.i,

то соответствующие кривые проходят ниже базовых;

если Нпр.i - eНпр.i > Нбаз.i + eНбаз.i,

Nпр.i нас - eNпр.i > Nбаз.i + eNбаз.i,

hпр.i- ehпр.i > hбаз.i + ehбаз.i,

то соответствующие кривые проходят выше базовых значений.

В остальных случаях считаем, что текущие значения параметров соответствуют базовым значениям.

10.5 В соответствии с таблицей 5.1 (п. 5.3) производится определение возможных причин несоответствия текущих характеристик базовым и выдается диагностическое сообщение, при этом учитываются результаты вибродиагностики.

11. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАСОСНОГО АГРЕГАТА

11.1 При эксплуатации насосного агрегата его техническое состояние меняется вследствие износа деталей и узлов. Скорость потери работоспособности НА и его элементов определяется индивидуальными особенностями насоса, начальным состоянием и режимом его эксплуатации. В результате износа растут все виды потерь, что ведет к снижению КПД. Снижение КПД является основным показателем, определяющим вывод НА в ремонт. Согласно [12] снижение КПД относительно базовых значений на следующие величины:

НМ 1250 - 260 на 3,5 %;

НМ 2500 - 230 на 3 %;

НМ 3600 - 230, НМ 5000 - 210, НМ 7000 - 210, НМ 10000 - 210 - на 2 %

говорит о необходимости ремонта НА.

11.2 Снижение КПД в основном происходит из-за износа уплотнений рабочего колеса. Отбросив первые после ремонта или монтажа 300 часов работы, снижение относительного КПД можно считать изменяющимся по зависимости:

(11.1)

где - расчетные значения относительных значений КПД;

а1, b1 - коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов;

ti - величина наработки, час.

11.3 Изменение относительного напора в процессе работы можно описать уравнением:

(11.2)

где - расчетные значения относительных значений напора;

а2, b2 - коэффициенты, определяемые методом наименьших квадратов;

ti - величина наработки, час.

Для построения зависимостей (11.1) и (11.2) необходимо не менее 7 точек. Точность прогноза увеличивается с ростом количества точек построения трендов.

11.4 Среднее квадратическое отклонение относительных значений КПД и напора от линии тенденции изменения (тренда) определяется по формулам:

(11.3)

где , - фактические значения относительных значений КПД и напора;

, - их расчетные значения.

11.5 Средняя квадратическая ошибка тренда

(11.4)

11.6 Доверительный интервал для трендов

(11.5)

где t - коэффициент Стьюдента (см. Приложение Г).

11.7 Определение прогнозируемых значений.

Прогнозируемые относительные значения КПД и напора определяются для периодов упреждения L = 1 и 2, т.е. на 24 и 48 часов (уровень ЕАСУ) и на 2100 - 3000 и 4200 - 6000 часов (при контрольных измерениях параметров)

(11.6)

где a1, а2, b1, b2 - коэффициенты, определенные ранее;

t - наработка НА на момент определения прогнозируемых значений, час;

t1 - период упреждения L = 1, t1 = 24 часа (уровень ЕАСУ) или 2100 - 3000 часов (при контрольных измерениях параметров);

t2 - период упреждения L = 2, t2 = 48 часов (уровень ЕАСУ) или 4200 - 6000 часов (при контрольных измерениях параметров).

11.8 Доверительный интервал для прогнозируемых относительных значений КПД и напора

(11.7)

где k* - табличная величина, зависящая от n и L при Рa = 0,9 (см. Приложение Ж).

11.9 Время до выхода НА в ремонт (остаточное время) определяется по формуле:

(11.8)

где а1, b1 - коэффициенты, определенные ранее;

- минимально допустимое значение относительного КПД, определяется из условия приведенного вначале;

t - величина наработки на момент определения, час.

11.10 В выходном документе приводятся прогнозируемые значения КПД и напора через 24 (2100 - 3000) часов и 48 (4200 - 6000) часов и предполагаемое время до вывода НА в ремонт.

11.11 Тенденция и прогноз уточняются через каждые сутки (для уровня ЕАСУ) и через 2100 - 3000 часов (при контрольных измерениях).

12. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИАГНОСТИРОВАНИЯ

Выходной документ должен содержать следующую информацию


Таблица 12.1 Справка о функциональной работоспособности насосных агрегатов

______________________ ______________________ ___________________

число месяц год

Наименование НПС, нефтепровода

№ НА сквозной станционный

№ НА технологический (по потоку)

Подача насоса, м3

Давление на входе

в насос, кгс/см2

Давление на выходе из насоса, кгс/см2

Мощность насоса, кВт

Напор насоса, м

КПД насоса, %

Вид деформаций характеристик относительно базовых

Прогнозируемые значения

Прогнозируемое время до вывода НА в ремонт, час

напорной

мощностной

КПД

КПД насоса, %

напор, м

через ...(1)

через ...(2)

через ...(1)

через ...(2)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

...(1) 1 сутки - для параметрической диагностики на уровне ЕАСУ, 2100 - 3000 часов (3 - 4,5 месяцев) - при диагностировании на основе контрольных измерений эксплуатационных параметров;

...(2) 2 суток - для параметрической диагностики на уровне ЕАСУ, 4200 - 6000 часов (6 - 8,5 месяцев) - при диагностировании на основе контрольных измерений эксплуатационных параметров.


СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Создание блочно-комплектных автоматизированных дистанционно-управляемых НПС без постоянного присутствия эксплуатационного персонала. Отчет ВНИИСПТнефть по теме 2-2-86/2 (0.86.309.90), - Уфа, 1986.

2. Зайдель А.Н. Погрешности измерений физических величин. - Л.: Наука, 1985.

3. Яременко О.В. Испытания насосов. Справочное пособие. - М.: Машиностроение, 1976.

4. Problemes du fuctionnement des turbopompes en reqime de cavitation. Alexandescu Ovidiu. Bui. Inst Politehn. Iasi. 1981, Sec. 4, 27 № 1 - 2, 61 - 68.

5. Разработка системы технического обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов на базе технической диагностики, обеспечивающей работу НПС на оптимальном режиме. Отчет ВНИИПТнефть по теме 2-2-86/1 (86.0318.91), - Уфа, 1987.

6. Пустыльник Е.И. Статистические методы анализа и обработки наблюдений. - М.: Наука, 1968.

7. Новицкий П.В., Зограф И.А. Оценка погрешностей результатов измерений. - Л.: Энергоатомиздат, 1985.

8. ГОСТ 8207-76. Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения.

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

10. РД 39-30-990-84. Методика расчета напорных характеристик и пересчета параметров центробежных насосов магистральных нефтепроводов при изменении частоты вращения и вязкости перекачиваемой жидкости. - Уфа, ВНИИСПТнефть, 1984.

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

12. РД 153-39ТН-008-96. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. - Уфа, ИПТЭР, 1997.

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ А
(справочное)

ПАСПОРТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСОВ ТИПА НМ

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.1

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.2

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.3

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.4

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.5

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.6

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.7

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. A.8

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.9

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.10

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.11.

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.12

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.13

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.14

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.15

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.16

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. А.17


ПРИЛОЖЕНИЕ Б
(справочное)

Таблица Б.1 Нормативно-справочная информация

Марка насоса

Подача сменного ротора, м3/час

Dн, мм

Тип электродвигателя

hном.эл.дв., %

ns

Reпер.?10-4

Reгр.?10-4

Коэффициенты зависимости H = f1(Q)

dH, %

Коэффициенты зависимости N = f2(Q)

dN, %

a0

a1

a2

a3

c0

c1

c2

c3

НМ 1250-260

1250

440

СТД 1250-2

.96,8

72,6

8,95

11,80

323,328671

0,008578

-0,000055

2,331002 · 10-9

0,4

430,335664

0,325959

0,000341

-1,206294 · 10-7

0,9

900

418

СТД 1250-2

96,8

58,9

835

11,86

296,136364

-0,008658

-0,000014

-1,418026- · 10-8

0,4

384,606061

0,208796

0,000569

-2,804973 · 10-7

0,9

НМ 2500-230

2500

430

СТД 2000-2

96,9

109,3

7,63

13,13

279,446886

-0,008687

1,173418 · 10-6

-2,225783 · 10-9

0,5

802,703297

0,185075

0,000183

-3,935709 · 10-8

0,7

1800

405

СТД 2000-2

96,9

94,2

7,46

13,69

250,713287

-0,008703

2,029221 · 10-7

-2,076049 · 10-9

0,4

725,104895

0,152439

0,000158

-3,350816 · 10-8

0,5

1250

425

СТД 2000-2

96,9

78,5

7,66

13,03

256,714286

-0,056304

0,000046

-1,893939 · 10-8

1,0

458,571429

0,300108

0,000164

-7,575758 · 10-8

1,5

НМ 3600-230

3600

450

СТД 2500-2

97,2

127,0

7,47

13,66

312,281537

-0,009873

2,079268 · 10-6

-1,380125 · 10-9

0,5

1194,110276

0,147738

0,000181

-2,954314 · 10-8

1,0

2500

430

СТД 2500-2

97,2

104,2

7,45

13,76

299,933333

-0,019506

4,069256 · 10-7

-7,12251 · 10-10

0,8

1368,0

-0,08262

0,000160

-1,712544 · 10-8

0,8

1800

450

СТД 2500-2

97,2

97,2

7,47

13,66

270,575758

-0,001179

-6,197969 · 10-6

-3,253691 · 10-9

0,5

611,919192

0,313388

0,000192

-7,543383 · 10-8

1,0

НМ 5000-210

5000

450

СТД 3200-2

97,3

165,4

6,65

16,97

334,360645

-0,039329

9,661704 · 10-6

-1,318138 · 10-9

1,6

1996,946263

-0,096816

0,000191

-2,133552 · 10-8

1,6

3500

470

СТД 3200-2

97,3

133,6

6,81

16,28

297,221719

-0,020267

3,87807 · 10-6

-1,25302 · 10-9

0,4

535,344264

0,905293

-0,000086

-3,902523 · 10-9

0,9

2500

430

СТД 3200-2

97,3

117,0

6,72

16,67

238,979969

-0,008581

6,385975 · 10-7

-9,65917 · 10-10

1,2

608,824954

0,474537

0,000051

-2,216546 · 10-8

0,5

НМ 7000-210

7000

475/455

СТД 5000-2

97,6

195,7

6,32

18,71

310,155388

-0,008886

-4,477719 · 10-8

-1,26612 · 10-10

3,0

3172,644222

0,231524

5,325688 · 10-6

-1,816669 · 10-9

2,7

5000

475

СТД 5000-2

97,6

168,4

6,50

17,75

274,580786

-0,010226

4,20018 · 10-6

-9,71135 · 10-10

0,3

1263,235995

0,712735

-0,000061

-9,77313 · 10-10

0,8

3500

467/438

СТД 5000-2

97,6

138,4

6,25

19,10

261,363407

-0,020293

6,203967 · 10-6

-1,245591 · 10-9

1,3

1915,176247

-0,325095

0,000276

-3,691825 · 10-8

0,8

НМ 10000-210

10000

495/485

СТД 6300-2

97,6

233,9

6,00

20,68

344,866484

-0,018632

1,536841 · 10-6

-1,02566 · 10-10

1,0

4034,384966

0,041743

0,000061

-4,109447 · 10-9

1,4

7000

505/484

СТД 6300-2

97,6

203,0

6,00

20,63

340,798666

-0,027431

4,30219 · 10-6

-4,70565 · 10-10

0,7

2567,078707

0,264942

0,000068

-9,563964 · 10-9

2,0

5000

475/455

СТД 6300-2

97,6

165,4

6,08

20,15

280,261486

-0,010866

1,248807 · 10-7

-1,37064 · 10-10

0,6

2300,902493

0,004152

0,00012

-1,35608 · 10-8

0,9


ПРИЛОЖЕНИЕ В
(справочное)
ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ЧИСЛА НАБЛЮДЕНИЙ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ С НЕОБХОДИМОЙ ТОЧНОСТЬЮ

Обозначим d - точность измерения параметра в %.

За необходимую точность измерения эксплуатационных параметров примем погрешность средств измерения в соответствии с таблицей В.1.

Таблица В.1 Диапазоны и точность намерения эксплуатационных параметров

Измеряемый параметр

Q, м3

Рвх,, МПа

Рвых,, МПа

N, кВт

n, об/мин

r, кг/м3

v, Сст

t, °С

Диапазон

0 - 14000

0 - 10

0 - 10

0 - 8000

10 - 3000

0 - 1000

0 - 100

0 - 100

d, %

0,25

0,6

0,6

0,5

1,0

1,0

4,0

4,0

d, ед. изм. параметра

35

0,06

0,06

40

30

10

4,0

4,0

Необходимое число измерений каждого параметра определим по методу, рекомендованному в [2]. Для расчета воспользуемся экспериментальными данными, полученными на НПС «Улу-Теляк» 8.07.86.

Вычисления сведем в таблицу В.2.

Таблица В.2 Результаты расчета необходимого числа измерений эксплуатационных параметров

Параметр

Q, м3

Рвх,, МПа

Рвых,, МПа

N, кВт

n, об/мин

r, кг/м3

v, Сст

t, °С

12322

1,38

3,29

7868,8

2965,4

838,3

39,52

нет данных

S(x)

37,2

0,011

0,022

3131

5,92

0,66

0,06

d/2

17,5

0,03

0,03

20

15

5

0,5

0,47

2,73

1,36

0,64

2,53

7,58

8,33

m

20,7

3,5

6,3

14,92

4

1

1

Расчеты произведены для доверительной вероятности 0,95.

Из таблицы В.2 следует, что количество замеров определяется требуемой точностью измерения подачи и должно быть не менее 21.

ПРИЛОЖЕНИЕ Г
(справочное)

Таблица Г.1 Оценка результатов наблюдений параметра х в ряду из m измерений для доверительной вероятности Рa = 0,95

m

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

uтабл.

1,41

1,69

1,87

2,00

2,09

2,17

2,24

2,29

2,34

2,39

2,43

2,46

2,49

2,52

2,55

2,58

2,60

2,62

2,64

2,66

2,68

2,70

2,72

ПРИЛОЖЕНИЕ Д
(справочное)

Таблица Д.1 Значения коэффициента Стьюдента для доверительной вероятности 0,95

m

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

26

31

36

41

46

51

00

t

4,303

3,182

2,776

2,571

2,447

2,365

2,306

2,262

2,28

2,201

2,179

2,160

2,145

2,131

2,120

2,110

2,101

2,093

2,086

2,060

2,042

2,030

2,021

2,014

2,009

2,000


ПРИЛОЖЕНИЕ Е
(справочное)

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛЬНОГО ОТКЛОНЕНИЯ МОЩНОСТИ, ОБУСЛОВЛЕННОГО ПРОИЗВОДСТВЕННЫМ ДОПУСКОМ

Предельные отклонения по напору и КПД выбираются согласно [11].

Среднее значение мощности насоса подсчитывается по формуле:

Зная предельные значения напора и КПД, можно рассчитать отклонения мощности. Результаты расчетов сведены в таблицу:

Параметры

Марка насоса

Предельные отклонения, %

Напор

КПД

Мощность

НМ 1250-260

+5

+2

+5

-3

0

-5

НМ 2500-230

-"-

-"-

+9

-1

НМ 3600-230

-"-

-"-

+4

-5

НМ 7000-210

-"-

-"-

+7

-3

НМ 10000-210

-"-

-"-

+7

-3

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж
(справочное)

Таблица Ж.1. Значения коэффициента k* для оценки доверительных интервалов прогноза с вероятностью 0,9 (линейный тренд)

Число членов в ряду

Период упреждения L

1

2

7

2,6380

2,8748

8

2,4631

2,6391

9

2,3422

2,4786

10

2,2524

2,3614

11

2,1827

2,2718

12

2,1274

2,2017

13

2,0837

2,1463

14

2,0462

2,1000

15

2,0153

2,0621

16

1,9883

2,0292

17

1,9654

2,0015

18

1,9455

1,9776

19

1,9280

1,9568

20

1,9117

1,9375

21

1,8975

1,9210

22

1,8854

1,9066

23

1,8738

1,8932

24

1,8631

1,8808

25

1,8538

1,8701

ПРИЛОЖЕНИЕ И
(справочное)

ПРИМЕР ДИАГНОСТИРОВАНИЯ ТЕКУЩЕГО ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАСОСНОГО АГРЕГАТА НПС

И.1 Исходные данные для расчетов

И.1.1 Технические характеристики:

Насос НМ 10000-210 с ротором 1,0Qном; Dн = 495/485 мм; nн = 3000 об/мин; ns = 233,9. Двигатель СТД 6300-2, hном.эл.дв. = 97,6 %; rном. = 998,2 кг/м3.

Паспортные характеристики насоса даны в Приложении А.

И.1.2 С учетом значений коэффициентов аппроксимации (см. Приложение Б) паспортные характеристики аппроксимируются следующими кривыми:

H = 344,866484 - 0,018632Q + 1,536841 · 10-6Q2 - 1,02566 · 10-10Q3;

N = 4034384966 + 0,041743Q + 0,000061Q2 - 4,109447 · 10-9Q3;

где Q - подача насоса в м3/час.

И.1.3 Эксплуатационные характеристики:

Технологический номер НА-№ 2; D = 490/480 мм. Мгновенные значения подачи, давлений, мощности и скорости вращения для двух режимов работы насоса представлены в таблице И.1.

И.1.4 Физические свойства нефти:

Фактическая плотность нефти дана в таблице И.1 на стр. 58.

И.2 Статистическая обработка параметров

И.2.1 По формулам (7.3) и (7.4) определяются среднеарифметические значения и СКО результатов наблюдений.

Результаты вычислений представим в виде таблицы:

Параметры

Q, м3

Рвх., Па

Рвых., Па

N, кВт

n, об/мин

r, кг/м3

I режим

2,11

13,83 · 105

32,93 · 105

5715

2965,4

838,3

S(xj)

0,01

0,11 · 105

0,20 · 105

26,55

6,19

0,66

II режим

2,66

14,76 · 105

31,27 · 105

5805

2954,8

836,8

S(xj)

0,01

0,29 · 105

0,27 · 105

32,71

5,62

0,91

Таблица И.1 Фактические параметры насосного агрегата

Номер результата наблюдения, j = 1 ... m

Q, м3

Рвх., Па

Рвых., Па

N, кВт

n, об/мин

r, кг/м3

1

2

3

4

5

6

7

I режим

1

2,11

13,73 · 105

32,57 · 105

5732

2958,0

838,0

2

2,10

13,73 · 105

32,57 · 105

5732

2964,0

838,3

3

2,10

13,93 · 105

33,06 · 105

5688

2958,0

839,7

4

2,10

14,03 · 105

33,26 · 105

5695

2961,0

839,4

5

2,11

14,03 · 105

33,35 · 105

5747

2967,0

839,0

6

2,11

13,73 · 105

32,86 · 105

5700

2958,0

838,8

7

2,11

13,73 · 105

32,86 · 105

5700

2958,0

838,6

8

2,11

13,73 · 105

32,86 · 105

5664

2970,0

838,3

9

2,11

13,73 · 105

32,96 · 105

5730

2959,8

837,9

10

2,10

13,93 · 105

32,96 · 105

5688

2968,8

837,7

11

2,11

13,83 · 105

32,96 · 105

5710

2973,0

837,4

12

2,11

13,93 · 105

32,96 · 105

5763

2973,6

837,7

13

2,11

13,83 · 105

32,96 · 105

5730

2974,8

838,0

14

2,12

13,83 · 105

32,96 · 105

5739

29683

838,0

15

2,12

13,73 · 105

32,86 · 105

5713

2967,0

838,0

16

2,11

13,83 · 105

32,93 · 105

5715

2965,4

838,3

17

2,11

13,83 · 105

32,93 · 105

5715

2965,4

838,3

18

2,11

13,83 · 105

32,93 · 105

5715

2965,4

838,3

19

2.11

13,83 · 105

32,93 · 105

5715

2965,4

838,3

20

2,11

13,83 · 105

32,93 · 105

5715

2965,4

838,3

21

2,11

13,83 · 105

32,93 · 105

5715

2965,4

838,3

II режим

1

2,65

15,11 · 105

31,49 · 105

5809

2958,0

837,0

2

2,65

15,21 · 105

31,78 · 105

5829

2958,0

837,0

3

2,66

15,11 · 105

31,59 · 105

5823

2958,0

837,0

4

2,67

15,21 · 105

31,69 · 105

5832

2955,0

837,8

5

2,67

15,11 · 105

31,59 · 105

5827

2952,0

838,5

6

2,67

14,91 · 105

31,39 · 105

5851

2950,5

838,0

7

2,66

14,62 · 105

31,10 · 105

5799

2949,0

837,5

8

2,64

14,52 · 105

31,00 · 105

5761

2946,0

837,5

9

2,64

14,52 · 105

31,00 · 105

5789

2953,2

837,5

10

2,64

14,52 · 105

31,10 · 105

5755

2949,0

836,6

11

2,65

14,62 · 105

31,10 · 105

5757

2952,0

835,6

12

2.66

14,52 · 105

31,00 · 105

5756

2952,0

835,7

13

2,66

14,52 · 105

31,10 · 105

5800

2954,4

835,7

14

2,66

14,52 · 105

31,10 · 105

5822

2964,0

835,8

15

2,67

14,52 · 105

31,10 · 105

5822

2967,0

835,7

16

2,67

14,62 · 105

31,10 · 105

5847

2959,2

835,6

17

2,66

14,76 · 105

31,27 · 105

5805

2954,8

836,8

18

2,66

14,76 · 105

31,27 · 105

5805

2954,8

836,8

19

2,66

14,76 · 105

31,27 · 105

5805

2954,8

836,8

20

2,66

14,76 · 105

31,27 · 105

5805

2954,8

836,8

21

2,66

14,76 · 105

31,27 · 105

5805

2954,8

836,8

И.2.2 Проверку однородности полученных наблюдений параметра х для простоты проводим для наибольшего и наименьшего значений. Относительное уклонение хj от подсчитывается по ф. (7.5). Знак неравенства также приведен в таблице на стр. 60. Т.к. условия неравенства выполняются для всех хj, то с вероятностью 0,95 грубых ошибок в наблюдениях нет.

И.2.3 По формулам (7.6) и (7.7) определим оценку СКО результата измерения и доверительные границы случайной погрешности для m = 21, t = 2,086. Результаты вычислений представим в виде таблицы.

Параметры

Q, м3

Pвх., Па

Pвых., Па

N, кВт

n, об/мин.

r, кг/м3

I режим

xjmax

2,10

14,03 · 105

33,35 · 105

5763

2974,8

839,7

xjmin

2,12

13,73 · 105

32,57 · 105

5664

2958,0

837,4

uxjmax

1,04

1,88

2,17

1,87

1,57

2,20

uтабл.

2,49

2,49

2,49

2,49

2,49

2,49

Знак неравенства

<

<

<

<

<

<

uxjmin

1,04

0,94

1,86

1,99

1,23

1,41

uтабл.

2.64

2,64

2,64

2,64

2,64

2,64

Знак неравенства

<

<

<

<

<

<

II режим

xjmax

2,67

15,21 · 105

31,78 · 105

5851

2967,0

838,5

xjmin

2,64

14,52 · 105

31,00 · 105

5755

2946,0

835,6

uxjmax

1,03

1,60

1,95

1,45

2,24

1,93

uтабл.

2,52

22

22

2,52

2,52

2,52

Знак неравенства

<

<

<

<

<

<

uxjmin

2,07

0,85

1,03

1,58

1,62

1,36

uтабл.

2,64

2,64

2,64

2,64

2,64

2,64

Знак неравенства

<

<

<

<

<

<

Параметры

, м3

, Па

, Па

, кВт

, об/мин.

, кг/м3

I режим

0,0026

0,028 · 105

0,0516 · 105

6,86

1,598

0,170

0,0056

0,060 · 105

0,1110 · 105

14,71

3,428

0,365

II режим

0,0025

0,073 · 105

0,0675 · 105

8,18

1,405

0,2275

0,0053

0,156 · 105

0,1440 · 105

17,44

3,000

0,485

И.2.4 По формуле (7.9) определяем - предел систематической погрешности средства измерения величины , затем по формуле (7.8) находим доверительные границы неисключенной систематической погрешности . Суммарная погрешность подсчитывается по формулам (7.11), а относительная погрешность - по формуле (7.12).

Параметры

I режим

, ед. изм.

0,0074

0,0830 · 105

0,1980 · 105

34,290

29,654

8,380

, ед. изм.

0,0081

0,0913 · 105

0,2180 · 105

37,719

32,620

9,220

, ед. изм.

0,0098

0,1092 · 105

0,2446 · 105

40,490

32,800

9,230

, %

0,4700

0,7900

0,7400

0,700

1,110

1,100

II режим

, ед. изм.

0,0093

0,0890 · 105

0,1860 · 105

34,830

29,548

8,368

, ед. изм.

0,0102

0,0974 · 105

0,2064 · 105

38,313

32,503

9,210

, ед. изм.

0,0115

0,1140 · 105

0,2340 · 105

42,100

32,680

9,220

, %

0,4300

0,7800

0,7500

0,730

1,110

1,100

И.2.5 Определим по формуле (7.14) среднее значение развиваемого насосом напора для двух режимов

режим I:

режим II:

И.2.6 Относительная предельная погрешность определения напора находится по формуле (7.13)

режим I:

режим II:

И.2.7 По формуле (7.15) определим среднее значение КПД для двух режимов

режим I:

режим II:

И.3 Приведение (нормализация) усредненных параметров насоса

И.3.1 Так как фактические данные о вязкости перекачиваемой нефти отсутствуют, то будем считать, что насос работает в автомодельной зоне, т.е. его напор и КПД не зависят от вязкости.

И.3.2 Приведение параметров насоса к номинальному диаметру РК Dн = 495/485 мм при фактическом D = 490/480 мм осуществляется в соответствии с п.п. 8.7, 8.8.

Т.к. ns = 233,9, то r = 235; L = 1,85

режим I:

hпер.2 = 71,9 %

режим II:

hпер.2 = 77,2 %.

И.3.3 Приведение параметров насоса к номинальной частоте вращения и номинальной плотности перекачиваемой жидкости производится по формулам (8.6)

режим I:

hпр. = hпер.2 = 71,9 %

режим II:

hпр. = hпер.2 = 77,2 %.

И.3.4 По формуле (7.20) определим мощность на валу насоса

режим I:

режим II:

И.3.5 По формулам (7.18) определяем относительные предельные погрешности приведенных значений параметров НА

режим I:

режим II:

И.3.6 Абсолютные предельные погрешности определения параметров насоса находятся по формулам (7.19)

режим I:

режим II:

И.3.7 Окончательно значения параметров, характеризующих режимы I и II, записываются в виде

режим I:

Q = 2,09 ± 0,025 м3

Н = 232 ± 6,6 м

N = 6616 ± 225 кВт

h = 71,9 ± 1,2 %

режим II:

Q = 2,65 ± 0,031 м3

Н = 202 ± 5,9 м

N = 6801 ± 231 кВт

h = 77,2 ± 1,4 %.

И.4 Расчет паспортных характеристик

И.4.1 Так как базовые характеристики НА отсутствуют, параметры, характеризующие данный режим, будем сравнивать с паспортными.

И.4.2 Для подачи Qпр. для обоих режимов по формулам (2.1), (2.2), (2.3) определим паспортные значения напора, мощности и КПД

режим I:

Нпасп. = 344,866480 - 0,018632 · 7524 + 1,536841 · 10-6 · 75242 - 1,02566 · 10-10 · 75243 = 250 м

Nпасп. = 4034,384966 + 0,041743 · 7524 + 0,000061 · 75242 - 4,109447 · 10-9 · 75243 = 6051 кВт

режим II:

Нпасп. = 344,866480 - 0,018632 · 9540 + 1,536841 · 10-6 · 95402 - 1,02566 · 10-10 · 95403 = 218 м

Nпасп. = 4034,384966 + 0,041743 · 9540 + 0,000061 · 95402 - 4,109447 · 10-9 · 95403 = 6416 кВт

И.5 Диагностирование технического состояния НА по двум режимам

Согласно пункту 9.4 определим верхние и нижние границы паспортных значений и сравним их соответственно с нижними и верхними границами приведенных значений параметров. Расчеты представим в табличном виде на стр. 67.

И.5.3 Сравнение напора, мощности и КПД для каждого режима производим согласно п. 10.4.

Параметры

H, м

Nнас., кВт

h, %

H, м

Nнас., кВт

h, %

I режим

II режим

хпр. + eхпр.

238,6

6841

73,1

207,9

7032

78,6

хпр. - eхпр.

225,4

6391

70,7

196,1

6570

75,8

верхняя граница хпасп.

265

6347

85,9

231,1

6730

нижняя граница xпасп.

240

5876

84,5

209,3

6230

режим I:

Q = 7524 м3/ч (2,09 м3/с)

H < Hпасп.

N > Nпасп.

h < hпасп.

режим II:

Q = 9540 м3/ч (2,65 м3/с)

H < Hпасп.

N > Nпасп.

h < hпасп.

И.5.4 В соответствии с перечнем возможных причин отличия фактических характеристик от паспортных (см. п. 5.3) данный вывод о чрезмерных утечках через уплотнения РК или торцевых уплотнений или пропускает обратный клапан. Так как КПД насоса много меньше паспортного, насос и обратный клапан подвергаются ревизии и по ее результатам выводятся в ремонт.

ПРИЛОЖЕНИЕ К
(справочное)

ПРИМЕР ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕНДЕНЦИИ ИЗМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НАСОСНОГО АГРЕГАТА

К.1 Исходные данные: насосный агрегат НМ 10000-210

n

1

2

3

4

5

6

7

0,73

0,78

0,74

0,64

0,66

0,71

0,62

1,003

1,001

1,000

1,000

0,998

0,999

0,999

Замеры производились через сутки (24 часа).

К.1.1 Построение линий тенденции.

Построение линии тенденции производится в данном примере методом полусредних значений. Данные делятся пополам (при нечетном числе данных - среднее значение выбрасывается). Для каждой полученной группы определяются средние значения и наносятся на график. Соединив эти 2 точки, получаем прямые линии тенденций изменения относительных значений напора и КПД (рис. К.1).

РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций

Рис. К.1

К.1.2 Определение среднего квадратического отклонения от трендов производится по формулам (11.3)

S(h) = 0,863 · 10-3

S(H) = 0,044

К.1.3 Средняя квадратическая ошибка трендов

К.1.4 Доверительный интервал для трендов

К.2 Определение прогнозируемых значений

К.2.1 Прогнозируемые значения относительных значений напора и КПД определяются по линиям тренда (рис. К.1) для периодов упреждения L = 1 (1 сутки), L = 2 (2 суток).

К.2.2 Определяем доверительный интервал для прогнозируемых на сутки вперед относительных значений КПД и напора

К.2.3 Определяем прогнозируемые значения КПД и напора через сутки

hпрогн. = (0,998 ± 0,00086)hбаз.

Нпрогн. = (0,61 ± 0,045)Нбаз.

К.2.4 Определяем доверительный интервал для прогнозируемых на 2 суток вперед относительных значений КПД и напора

К.2.5 Определяем прогнозируемые значения КПД и напора через 2 суток

hпрогн. = (0,997 ± 0,00094)hбаз.

Нпрогн. = (0,59 ± 0,049)Нбаз.

К.3Определение времени до вывода НА в ремонт

К.3.1 Определяем коэффициенты тренда для КПД по формуле (11.1)

а1 = 1,002571; b1 = -0,000027

К.3.2 Определяем остаточное время по формуле (11.8)

Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов. - Уфа, ИПТЭР, 1999.

Методика предназначена для диагностирования и прогнозирования общего технического состояния насосных агрегатов НПС, перехода к техническому обслуживанию и ремонту по фактическому техническому состоянию.

Методика может быть использована для насосов типаНМ с основными и сменными роторами, разной степенью обточки рабочего колеса, различными значениями частоты вращения ротора, различными параметрами перекачиваемой нефти.

Методика разработана Всесоюзным научно-исследовательским институтом по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИИСПТнефть) и предназначена для инженерно-технических и руководящих работников предприятий АО магистральных нефтепроводов, а также служб, занимающихся эксплуатацией и ремонтом агрегатов на НПС.

Разработчики:

Акбердин А.М., Бондаренко Н.М., Бурдыгина О.Г., Вишневская Т.Н., Еронен В.И.

В оформлении документации принимали участие Дмитриева Н.К., Иванова Н.А.

Институт проблем транспорта
энергоресурсов (ИПТЭР), 1999




Реклама: ;


Самые популярные документы раздела



Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика