Опыт диагностики насосного оборудования установок первичной перегонки нефти

Опыт диагностики насосного оборудования установок первичной перегонки нефти тепловым методом контроля

Об авторе

Необходимо войти для просмотра
Ахундов Фаик Гюльмамед оглы
Начальник отдела Технического надзора НПЗ «Азернефтьяг» Госнефтекомпании Азербайджана.
Общий стаж работы в НК 11 лет.
II уровень SNT-TC-1A по RT, UT, MPI,
а также II уровень по EN 4-179, EN 473, EASA AMC 145.A.30.(f)4

Насосы представляют собой один из наиболее сложных видов оборудования нефтехимических и нефтеперерабатывающих предприятий в плане их эксплуатации и ремонта. Известно, что нормальная безаварийная работа любого оборудования в оптимальных режимах в значительной степени зависит не только от правильного выбора и обеспечения основных конструктивных решений при проектировании и изготовлении машин и аппаратов, но и от условий выполнения правил их эксплуатации.

По температурному режиму работы все насосы нефтехимических и нефтеперерабатывающих предприятий делятся на холодные и горячие, перекачивающие жидкости при температуре до 200 °С и свыше 200 °С соответственно. Для повышения коррозионной стойкости деталей насосов в среде различных нефтепродуктов и химических веществ предусматривается семь вариантов их исполнения по применяемым материалам. Однако практически используются только три наиболее распространенных. При тепловом контроле этой категории насосов необходимо учитывать различную теплопроводность материалов деталей, ибо она может привести к выводу на дисплей тепловизора неверной картинки, что, в свою очередь, приведет к ошибочному заключению по дефектности оборудования.

Конечно, учитывая большое количество насосов, участвующих в производственном процессе, легче было бы установить автоматическую систему диагностирования. Но в виду больших затрат и учитывая, что эта система должна быть стационарной, применение теплового метода снижает уровень материальных затрат и делает контроль мобильным, экономичным и оптимальным применительно ко всему оборудованию, расположенному на предприятии.


Так, при плановом осмотре насосного оборудования технологической установки по первичной переработке нефти ЭЛО-АВТ-2 при помощи тепловизора марки ТН-9100 с неохлаждаемой балометрической матрицей производства компании NEC на основании требований РД 13-04-2006 (который предписывает проведение такого рода работ не в солнечную погоду при силе ветра не более 6 м/с) на одном из насосов марки EBARA 250 х 150 UCWM-57 (рис. 1а) с эксплуатационными параметрами: Q = 425 м3 / ч, P = 9 кгс/ч, n = 1450 об /мин, перекачиваемый продукт - техническая вода с t = 32 °C для системы охлаждения был обнаружен перегрев в частях опор подшипников (рис. 16), который превышал нормативный предел, установленный для этого типа насосов (основание -пункт 2.5.8. ОТУ-78, в котором говорится, что температура подшипникового узла не должна превышать 60 °С).

Конструкция подшипникового узла насоса этой марки ввиду низких оборотов не предусматривает системы принудительного охлаждения масляной камеры, и подшипники охлаждаются и одновременно смазываются для плавного скольжения при помощи маслоподающего кольца, установленного на валу насоса. Таким образом, проведя термографическое исследование термограмм и линейных профилей температур (рис. 1г, д) поверхности дефектного и исправного насосов и учитывая также косвенные показатели, такие как «металлический» шум и превышение значения показателя амперметра относительно показаний амперметра параллельно работающего насоса (рис. 1в) той же марки на 2 А, была дана рекомендация для вывода данного насоса из эксплуатации и детальной проверки предполагаемого дефектного узла. По результатам проверки обнаружилось, что у опорного и радиального подшипников разрушился один из шариков (рис. 2), в результате чего был нарушен плавный ход, что неизбежно вызвало нагрев подшипника и переход насоса в аварийный режим работы.


Насосное оборудование на современных установках по переработке углеводородного сырья требует наличия устройств с уплотнением вала (так называемых механических уплотнений, рис. 3), отличающихся широким диапазоном функциональных возможностей. Основным фактором, обеспечивающим низкий уровень утечки и надежную работу механического уплотнения, является поддержание минимальной, но достаточно тонкой пленки жидкости между рабочими поверхностями графитовых колец с величиной зазора на уровне ниже 1 мкм. Указанная толщина пленки, как правило, соответствует степени обработки поверхности, обеспечивая низкий коэффициент трения и, соответственно, низкий уровень тепловыделения. Имеет место очень легкое соприкосновение пиков шероховатости. В трибологии данный процесс называется «смешанное трение». Скользящие рабочие поверхности притираются до оптимального уровня шероховатости.

Динамическая рабочая поверхность может рассматриваться в качестве поршня, на котором уравновешены несколько действующих сил:

- гидростатическое давление (закрывающая и открывающая силы);

- механический контакт между рабочими поверхностями (минимальный);

- гидродинамическое давление (минимальное для жидкостного уплотнения);

- сила сжатия пружины или сильфона;

- трение прокладки (сопротивление уплотнительного кольца).

Конструкция уплотнения сконструирована таким образом, что перемещающаяся в осевом направлении рабочая поверхность находится в идеальном равновесии во всем диапазоне условий эксплуатации. При повышенных уровнях давления для уплотнений применяется метод изменения «степени разгрузки» за счет уменьшения гидростатической закрывающейся силы.

Гидравлическое давление на рабочие поверхности приводит к деформации вогнутости, в результате которой пленка жидкости фиксируется в зазоре, что приводит к изменению распределения гидростатического давления между рабочими поверхностями. К счастью, данный эффект компенсируется выделением в зазоре тепла при трении, которое за счет формы распределения температуры вызывает направленную в противоположном направлении температурную деформацию выпуклости.


Используя выделение теплоты в этом процессе, а также учитывая излучательную способность металлических частей механического уплотнения, при тщательном и внимательном осмотре можно определить степень его технического состояния на основании детального анализа термограмм (рис. 4), зафиксированных во время плановых осмотров насосного оборудования.

На основании ОТУ-78 п. 2.9.15, где говорится, что при нормальном режиме эксплуатации утечка жидкости не должна превышать 10 капель в минуту при температуре уплотнения не более 60 °С для «холодных» и 100 °С для «горячих» насосов, при визуальном наблюдении и рассмотрении температурного профиля наблюдается перегрев узловых контактов, в следствии чего температурный мостик с трущихся пар распространяется дальше по другим узлам уплотнения. В данном случае в результате термического воздействия -на сильфон (рис. 5а), который теряет свои физические свойства, что, в свою очередь, приводит к повреждению уплотняющих графитовых колец (рис. 56) и, как следствие, к его неправильной работе, выходу из строя и сверхнормативной утечке продукта через механическое уплотнение.

Как и у всех методов НК, у данного метода есть свои плюсы и минусы. Методик конкретно по этому виду оборудования недостаточно. Учитывая условия эксплуатации, состав и качество оборудования, возможны нестандартные решения, которые в конечном счете приведут к безопасной и долговечной эксплуатации оборудования, лучшей охране труда и защите окружающей среды.

Литература

1. Берлин М. А. Ремонт и эксплуатация насосов нефтеперерабатывающих заводов. - М.: Химия, 1970, с. 7-19.

2. Брамсон М. А. Инфракрасное излучение нагретых тел. - М.: Наука, 1996. - 225 с.

3. РД 13-04-2006. Методические рекомендации о порядке проведения теплового контроля технических устройств и сооружений, применяемых и эксплуатируемых на опасных производственных объектах.

Ахундов Ф.Г. Опыт диагностики насосного оборудования установок первичной перегонки нефти тепловым методом контроля. − В мире НК. – Сентябрь 2011 г. − № 3 (53). − С. 74–76. Статья любезно предоставлена редакцией журнала «В мире НК» (http://www.ndtworld.com). Наиболее точная и достоверная версия – в прикрепленном файле.