После монтажа и пуска в эксплуатацию нового насосного агрегата или после ремонта необходимо определить рабочие параметры, называемые базовыми, и сравнить их с паспортными. При отклонении напора насоса от паспортных значений в сторону уменьшения на 4 % и более, а КПД насоса более 3 % в зависимости от типоразмера необходимо провести техническое обследование насосного агрегата, запорной арматуры вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса, некачественного выполнения литья и механической обработки.
Причины деформаций характеристик насосов
| Описание деформации характеристик | Возможная причина |
| Насос развивает меньший напор и потребляет меньшую мощность, КПД — без изменений по сравнению с базовыми (паспортными) значениями | Искажение отливки рабочего колеса Уменьшенный диаметр рабочего колеса КПД двигателя ниже паспортного |
| Напор, КПД снижены, мощность — без изменений | Увеличение шероховатости проточной части корпуса насоса Грубая, некачественно обработанная поверхность межлопаточных каналов рабочего колеса и корпуса Колесо установлено несимметрично относительно вертикальной оси улитки насоса |
| Напор — без изменения, мощность - выше, а КПД ниже базовых значений | Дефекты подшипниковых узлов и их сборки Расцентровка частей НА Прогиб вала Работа около критической частоте вращения Контакт в уплотнении рабочего колеса Загрязнение внутренней полости электродвигателя Повышенный температурный режим работы |
| Насос развивает больший напор и потребляет большую мощность, КПД — без изменений по сравнению с базовыми значениями | Наружный диаметр рабочего колеса увеличен |
| КПД насоса резко падает, падение напора имеет срывной характер по сравнению с базовыми характеристиками | Недостаточный подпор на входе в насос, кавитация |
| При заданных значениях напора подача меньше базовой, КПД несколько ниже базовых значений | Увеличены (но не чрезмерно) утечки через уплотнения рабочего колеса и вала |
| Значения напора и КПД ниже, а мощности — выше базовых значений | Чрезмерные утечки через уплотнение рабочего колеса и торцевые уплотнения Пропускает обратный клапан |
Продолжение табл. 4.5
| Описание деформации характеристик | Возможная причина |
| Напорная характеристика ниже базовой, особенно в области малых и больших подач | Наличие крупнодисперсных включений газа в перекачиваемой жидкости (но не более 2-5 % по объему) |
| Для всей области подач требуется больший допускаемый кави-тационный запас | Износ входных кромок лопатки рабочего колеса |
| Мощностная характеристика -без изменений, напорная характеристика проходит круче, напор при Q = 0 - выше, максимальный КПД уменьшается по величине и смещается в сторону меньших подач | Площади спирального отвода уменьшены по сравнению с расчетными |
| Напорная характеристика более полога, максимальный КПД возрастает и смещается в сторону больших подач | Перерасширение площади спирального отвода |
В случае значительного отличия базовых значений характеристик от паспортных необходимо производить доводку насосного агрегата с последующим повторным определением новой базовой характеристики и сравнением ее с паспортной.
Основным критерием удовлетворительной работы торцевых уплотнений является величина утечек, замеряемая объемным способом, она должна быть не более 0,3-10~3 м3/ч (0,3 л/ч).
Допускается кратковременное (в течение 24 ч работы насоса) увеличение утечек до 0,7 л/мин.
Контроль работоспособности торцевых уплотнений насоса может осуществляться также измерением температуры торцевого уплотнения с помощью термодатчика и температуры нефти в насосе на входе в камеру торцевых уплотнений.
Он основан на сравнении температур обоих уплотнений между собой и их изменении во времени.
При этом в обоих торцевых уплотнениях насоса через определенный интервал времени измеряется температура на задней стенке невращающегося контактного кольца. Каждое значение температуры на торцевом уплотнении сравнивается с предельно допустимым, при достижении предельного значения выдается сигнал на остановку насосного агрегата.
Если значения температуры на торцевом уплотнении не превышают предельных, то проводится анализ изменения температуры на каждом торцевом уплотнении и по отношению друг к другу. Если значения температуры на обоих торцевых уплотнениях постоянны во времени и равны друг другу, то работа узлов торцевых уплотнений является нормальной.
Если на одном торцевом уплотнении значение температуры во времени постоянно, а на втором уплотнении растет, то во втором уплотнении обнаружен режим сухого трения, который может быть вызван нарушением геометрии контакта, засорением части системы охлаждения, относящейся к этому уплотнению (например, импеллера), и другими причинами. Если на одном уплотнении значение температуры во времени постоянно, а на втором уплотнении падает, то второе уплотнение неработоспособно. Эта неработоспособность может быть вызвана заклиниванием аксиально-подвижной втулки, если температура упала до значения температуры нефти в насосе.
Причиной незначительного падения температуры является утечка через резиновые уплотнения или утечка через контакт пары трения. Если температура на первом уплотнении повышается, а на втором - понижается или постоянна, то неработоспособен радиально-упорный подшипник, причем осевая нагрузка действует на первое уплотнение и может его разрушить.
Если температуры на обоих уплотнениях повышаются, то неработоспособна система охлаждения (например, из-за засорения или износа импеллера). Если значения уплотняющего давления и температуры основного потока жидкости не постоянны, то поставленный диагноз носит предварительный характер.
Если при этом диагностируется отказ, то выдается предупредительный сигнал, а не сигнал на аварийную остановку. Если режим по указанным параметрам постоянный, то при диагностировании отказа выдается сигнал на аварийную остановку насосного агрегата.
Указанный метод диагностирования реализуется простым устройством на центробежных насосах двухстороннего всасывания, имеющих два торцевых уплотнения вала. Устройство содержит два датчика температуры в торцевых уплотнениях и датчик температуры и давления перекачиваемой жидкости на входе в насос (или в камере торцевых уплотнений), искробезопасные блоки, коммутирующие сигналы и сопрягаемые с системой автоматики НПС или АСУ ТП или входом ПЭВМ.
В качестве термопар можно использовать применяемые в оборудовании НПС хромель-копелевые термопары, а датчиков давления - преобразователи давления типа Минитран.
Как правило, в обвязке насосов восьмиканальными устройствами сигнализации СТ-136М минимум два канала на каждый насос не задействованы. Эти каналы можно использовать для подключения к датчикам температуры, в качестве которых рекомендуется использовать термометры сопротивления ТСМ-
0979 градуировки 50 М. С учетом результатов опытной эксплуатации таких систем в качестве контрольного и предельного значений температуры в торцевых уплотнениях необходимо установить соответственно 105 и 130 °С для уплотнений типа ТМ-120М, 95 и 105 °С - для уплотнений типа УНИ.
Реализация метода также возможна на НПС с венгерской автоматикой типа AVH-MINITAK.
При внедрении метода необходимо также учитывать температуру нефти и давление на входе в насосы, которые фиксируются в существующей системе телемеханики. Поэтому использование этих параметров не потребует дополнительных работ.
В процессе эксплуатации насосного агрегата его техническое состояние меняется вследствие износа деталей и узлов. Наиболее распространенной и значимой причиной ухудшения характеристик насоса в процессе эксплуатации является износ деталей щелевого уплотнения рабочего колеса.
Причины отличия текущих характеристик насосных агрегатов от базовых те же, что и базовых от заводских паспортных, за исключением причин, связанных с литьем и механической обработкой проточной части насоса.
Насосные агрегаты необходимо выводить в ремонт при снижении величины напора насоса от базовых значений на 5-6 % и более для насосов горизонтального исполнения и на 7 % -для вертикальных подпорных насосов. Значение возможного снижения КПД относительно базового значения может уточняться для конкретного типоразмера насоса на основании экономической оценки из условия, что стоимость ремонта, при котором обеспечивается восстановление первоначального КПД, будет выше затрат, вызванных перерасходом электроэнергии из-за снижения КПД насоса. Для насосов типа НМ значение снижения КПД составляет 2—4 % в зависимости от типоразмера (çå 500-300, çå 710-280 - 4 %; çå 1250-260 - 3,5 %; НМ 2500-230 - 3 %; çå 3600-230, çå 5000-210, çå 7000-210, НМ 10000-210 и подпорные насосы - 2 %; подпорные вертикальные насосы - 3,5 %).
Решение о дальнейшей эксплуатации насосного агрегата или выводе его в ремонт принимается с учетом результатов вибродиагностики.
Диагностирование состояния насосных агрегатов по параметрическим критериям допускается проводить как на основе данных, полученных по каналам телемеханики, так и на основе контрольных измерений с применением образцовых средств измерений давления, подачи, мощности, частоты вращения ротора насоса, плотности и вязкости перекачиваемой нефти.
Измеряемые параметры и средства измерения:
давление на входе и выходе насосного агрегата измеряется штатными первичными преобразователями давления с точностью 0,6 % при использовании АСУ или образцовыми манометрами класса 0,25 или 0,4;
подача определяется по узлу учета, по объемам резервуаров с помощью переносных ультразвуковых расходомеров или другими способами;
мощность, потребляемая насосом, измеряется при помощи штатных первичных преобразователей мощности с точностью не ниже 0,6 %. При установившихся режимах для грубой оценки допускается определять мощность по счетчику потребляемой электроэнергии или вольтметру и амперметру. Мощность, потребляемую насосным агрегатом, можно замерить и комплектами К-506, К-505 или им подобными;
частота вращения ротора замеряется датчиком частоты вращения с точностью 0,5 %;
плотность и вязкость перекачиваемой нефти определяются по узлам учета или в химлаборатории НПС.
Условия выполнения измерений параметров следующие:
из расчетов должны быть исключены значения текущих параметров, измеренные в первые 72 часа после монтажа или ремонта насоса, так как в это время происходит приработка деталей и интенсивный рост зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса;
при запуске или остановке контролируемого насосного агрегата или соседних с ним агрегатов НПС;
при переключении измерительных линий на узлах учета нефти.
Замер параметров проводится только при установившемся (стационарном) режиме перекачки.
Контроль стационарности режима осуществляется по подаче (при возможности непосредственного измерения) или по давлению на входе или выходе НА. Колебания контролируемого параметра не должны превышать ±3 % от среднего значения.
Параметры измеряются при бескавитационном режиме работы НА (контролируются при измерении вибрации и по давлению на входе в насос) и отсутствии перетока нефти через обратный клапан.
При проведении параметрических испытаний выполняется анализ перекачиваемой нефти с определением плотности и вязкости каждый раз при смене потока нефти, но не реже одного раза в сутки.
Значения текущих параметров должны быть приведены к условиям, при которых получены базовые характеристики согласно ГОСТ 6134.
Для насосов типа НМ с постоянной частотой вращения ротора влияние вязкости перекачиваемой нефти на напорную характеристику необходимо учитывать при вязкости более 1,0-10~4 м2/с для насосов с подачей 1250-2500 м3/ч, вязкости более 2 • 10~4м2/с - для остальных насосов. Влияние вязкости на энергетическую характеристику (r\ - Q) необходимо учитывать при вязкости более 0,6-10~4 м2/с.
Оценку текущих параметров (подачи, мощности, напора и КПД) необходимо производить по среднеарифметическому значению трех замеров (не менее).
Для построения базовых характеристик необходимо обработать в соответствии ГОСТ 6134, не менее десяти точек (режимов) в диапазоне подач от 0 до Qmax, для построения текущих характеристик — не менее 3—4 точек (режимов).
