Оптимизация стратегий планово-предупредительных ремонтов магистральных насосных агрегатов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Росляков Дмитрий Андреевич

• Росляков Дмитрий Андреевич
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Росляков Дмитрий Андреевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ ТРАНСПОРТА НЕФТЕПРОДУКТОВ

1.1 Анализ технического состояния парка магистральных насосных агрегатов

1.2 Анализ стратегий планово-предупредительных ремонтов насосного оборудования

1.3 Актуальность и постановка задачи исследования

Выводы по главе

ГЛАВА 2. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ

2.1 Энергоэффективность насосного оборудования

2.2 Потери энергии в центробежных насосах

2.3 Математическое описание изменения основных характеристик насосных агрегатов

2.4 Определение затрат на потребление электрической энергии

Выводы по главе

ГЛАВА 3. МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ СРЕДНЕГО КОЭФФИЦИЕНТА ГОТОВНОСТИ

3.1 Эксплуатационный показатель надежности - средний коэффициент готовности

3.2 Определение статистических функций надежности

3.3 Определение среднего коэффициента готовности

Выводы по главе

ГЛАВА 4. МЕТОДИКА ОПТИМИЗАЦИИ СТРАТЕГИИ ПЛАНОВО-ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНЫХ РЕМОНТОВ. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ

4.1 Методика определения оптимальной стратегии планово-предупредительных ремонтов

4.2 Формирование множества стратегий 8(8(0))

4.3 Расчет затрат на эксплуатацию МНА и среднего коэффициента готовности для каждой стратегии из множества

4.4 Пример расчета

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А - МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ И ПОДПОРНЫХ НАСОСНЫХ

АГРЕГАТОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б - ПРИМЕР СТАТИСТИКИ ЗНАЧЕНИЙ НАПОРОВ И

КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ В - ПРИМЕР СТАТИСТИКИ ОТКАЗОВ И ВЫНУЖДЕННЫХ ОСТАНОВОВ (ПЕРЕХОДОВ) МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСОВ

НМ1250Х260

ПРИЛОЖЕНИЕ Г - ПРИМЕР СТАТИСТИКИ ОТКАЗОВ И ВЫНУЖДЕННЫХ

ОСТАНОВОВ (ПЕРЕХОДОВ) ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ СТД-1250

ПРИЛОЖЕНИЕ Д - РАСЧЕТ ЗАТРАТ НА ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСОВ НМ1250Х260 И НМ1250Х400 .... 166 ПРИЛОЖЕНИЕ Е - РАСЧЕТ ЗАТРАТ НА ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ

И РЕМОНТ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ СТД-1250 И СТД-1600

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж - БАЗОВЫЕ СТРАТЕГИИ ПЛАНОВО-ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНЫХ РЕМОНТОВ МАГИСТРАЛЬНОГО НАСОСНОГО АГРЕГАТА АНМ1250Х260

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация стратегий планово-предупредительных ремонтов магистральных насосных агрегатов»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. В связи с нестабильностью мировых цен на энергоносители на предприятиях топливно-энергетического комплекса остро стоит проблема сокращения эксплуатационных затрат с сохранением необходимого уровня надежности. Вследствие чего согласно поручению правительства Российской Федерации реализуются программы по повышению эффективности предприятий трубопроводной системы транспорта нефтепродуктов (ТС ТНП) [63].

Опыт эксплуатации показывает, что затраты на техническое обслуживание, ремонт оборудования и на потребление электрической энергии на предприятиях ТС ТНП составляют не менее 29,4 и 5,9 % соответственно от всех операционных затрат. Таким образом, одним из приоритетных направлений оптимизации деятельности предприятий ТС ТНП может являться снижение расходов по указанным статьям [4].

Из анализа информации, полученной с автоматизированных систем технического учета электроэнергии, следует, что основными потребителями электрической энергии на перекачивающих станциях являются магистральные насосные агрегаты (МНА), которые в процессе эксплуатации деградируют, то есть снижают свои технико-экономические показатели. При этом технико-экономические показатели, включающие в себя и эксплуатационные показатели надежности МНА, во многом определяются параметрами стратегии планово-предупредительных ремонтов (ППР).

Настоящая диссертационная работа посвящается вопросам оптимизации (непрерывного совершенствования) стратегии ППР МНА по результатам мониторинга эксплуатации МНА. Такая оптимизация предполагает повышение эффективности эксплуатации МНА с сохранением необходимого уровня надёжности, учитывая процесс их естественной деградации. В соответствии с ГОСТом 27.002-2015 под деградацией понимаются естественные процессы

старения, износа, коррозии и усталости МНА при соблюдении всех установленных правил и норм проектирования, изготовления и эксплуатации [29].

Степень разработанности темы исследования. Теоретической основой исследования являются работы в области теории эффективности эксплуатации центробежных насосов следующих ученых: А.Г. Гумеров, А.М. Акбердин, С.Г. Бажайкин, Б.К. Кумар, в области теории надежности и технического обслуживания оборудования таких авторов, как Ф. Байхельт, П. Франкен и А.В. Антонов.

Цель исследования - разработка методики оптимизации стратегий ППР МНА с учетом процесса их естественной деградации, применение которой позволит повысить эффективность эксплуатации и сохранить необходимый уровень надежности.

Задачи исследования:

- формирование целевой функции, отражающей эффективность эксплуатации МНА в зависимости от стратегии ППР, и определение задачи оптимизации базовой (ныне применяемой) стратегии ППР;

- разработка алгоритма решения поставленной задачи оптимизации;

- с учетом процесса деградации разработка методики, позволяющей на основе эксплуатационной информации, проводить оптимизацию стратегии ППР.

Научная новизна:

- предложена математическая модель расчета основного эксплуатационного показателя надежности МНА, среднего коэффициента готовности, с учетом процесса их деградации на интервале назначенного ресурса;

- разработан метод расчета значения целевой функции по данным эксплуатации МНА на интервале назначенного ресурса с учетом процесса их деградации;

- разработана методика решения оптимизационной задачи.

Теоретическая и практическая значимость диссертационной работы

заключается в следующем:

- разработанная методика оптимизации стратегий ППР МНА позволяет повысить эффективность эксплуатации насосного оборудования ТС ТНП;

- метод расчета основного эксплуатационного показателя надежности-среднего коэффициента готовности позволяет по данным эксплуатации проводить оценку фактического уровня надежности МНА предприятий ТС ТНП в соответствии с требованиями федеральных нормативных документов;

- по результатам, полученным в настоящей работе, актуализирован нормативный документ ПАО «Транснефть».

Методология и методы исследования. Основными методами исследования являлись методы математической статистики, теории надежности, аналитической геометрии и гидромеханики. Для проведения работ по определению фактических коэффициентов полезного действия (КПД) МНА проведена актуализация методики определения КПД.

Положения, выносимые на защиту:

- математическая модель процесса оптимизации стратегий ППР МНА;

- метод определения целевой функции в задаче оптимизации на основе фактических данных эксплуатации;

- методика оптимизации стратегий ППР МНА.

Степень достоверности и апробация результатов. Достоверность полученных результатов определяется достаточным количеством статистической информации, постановкой цели и задач, использованием в работе современных методов исследований, применением адекватных методов статистического анализа.

Используемые в диссертации термины и определения, обозначения и единицы измерения соответствуют действующим отраслевым нормативно-техническим документам и ГОСТам.

Основные положения работы докладывались и обсуждались на следующих научно-технических конференциях:

1. 111-яя Научно-техническая конференция «Гидравлика», 22.11.2016, МГТУ им. Н. Э. Баумана кафедра «Гидромеханика, гидромашины и гидропневмоавтоматика», г. Москва;

2. Х1-ая Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», 8-10.02.2016, г. Москва;

3. 1У-ая Международная конференция «Нефть и Газ - АТР 2015. Ресурсы, транспорт, сотрудничество», 25-29.05.2015, г. Владивосток.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликованы 7 печатных работ, из них 4 в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК при Министерстве образования и науки Российской Федерации.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы и 7 приложений. Работа изложена на 1 72 страницах машинописного текста, содержит 43 рисунка и 31 таблицу.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДНОЙ СИСТЕМЫ ТРАНСПОРТА

НЕФТЕПРОДУКТОВ

Большинство действующих в настоящее время предприятий ТС ТНП РФ и стран СНГ, образовались в 1995 - 2005 г. Основная их часть сформировалась на базе прежних промышленных гигантов в результате процесса «разукрупнения» и развития свободного предпринимательства. ТС ТНП РФ возникла из Главнефтеснаб РСФСР и находится в эксплуатации в нефтяной компании ПАО «Транснефть».

Главной задачей вновь создаваемых предприятий являлось получение максимальной прибыли в короткие сроки. В связи, с чем часто отмечался дефицит времени и организационных ресурсов, необходимых для рационального использования техники, в том числе разработки рекомендаций по техническому обслуживанию и ремонту оборудования. Ввиду указанных обстоятельств в организациях трубопроводного транспорта нефтепродуктов имело место большое количество отказов и аварий, связанных с некорректной и неэффективной эксплуатацией оборудования. В тоже время в правительственные органы начали поступать тысячи предложений о необходимости издания единого положения, регламентирующего эксплуатацию, техническое обслуживание и ремонт машин и оборудования.

Начатые в 2003 г. работы по созданию справочника «Единое положение по планово-предупредительным ремонтам оборудования промышленных предприятий России» (Распоряжение правительства РФ № 05-900/14-108, от 29.05.2003) были прекращены в связи с реорганизацией основного заказчика разработки - Минпромнауки России, несмотря на сохраняющуюся потребность в подобном документе [112].

Сегодня в соответствии с правилами [75] предприятия самостоятельно несут ответственность за планирование и организацию ремонтов с целью обеспечения постоянной работоспособности оборудования. При этом

одновременно расширяются их права по многим важным направлениям, включая: финансирование ремонта и его материальное обеспечение, регулирование численности ремонтного и оперативного персонала, применение различных стратегий ремонта, планирование ремонта с учетом полезного использования и ужесточенных сроков службы оборудования и так далее.

Это побудило компании, занимающиеся трубопроводным транспортом, начать разрабатывать нормативные документы, регламентирующих безопасную техническую эксплуатацию оборудования объектов МНПП, в которых «жестко» определены правила обслуживания и ремонта оборудования.

1.1 Анализ технического состояния парка магистральных насосных

агрегатов

МНА предназначены для перекачки светлых нефтепродуктов по МНПП. МНА состоит из центробежного магистрального насоса (МН) и электродвигателя (ЭД), соединенных между собой пластинчатой муфтой и размещенных на общей или раздельной фундаментной плите [86]. Общий вид МНА с синхронным двигателем представлен на рисунке 1.1.

В соответствии с отраслевыми нормами проектирования РД-91.200.00-КТН-175-13 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Нефтеперекачивающие станции. Нормы проектирования» каждая нефтепродуктоперекачивающая станция (НППС) состоит из четырех однотипных МНА, при этом для обеспечения номинального режима перекачки два МНА находятся в рабочем состоянии и обеспечивают заданный режим перекачки, а два других агрегата находятся в ненагруженном резерве. Технологическая обвязка системы МНА такова, что позволяет вывести любой рабочий агрегат в резерв, а на его место поставить в работу любой резервный агрегат, т.е. поддерживается режим работы станции, имеющей скользящее резервирование [85].

Рисунок 1.1 - Общий вид насосного агрегата с двигателем

Характеристики магистральных насосов трубопроводной системы транспорта нефтепродуктов

МН являются основным видом нагнетательного оборудования для перекачки нефтепродуктов (НП) по МНПП и применяются как на головной, так и на промежуточных перекачивающих станциях.

На предприятиях ТС ТНП РФ до 01.03.2018 все основное насосное оборудование, применяемое для перекачки НП, изготавливалось согласно нормативного документа [31] (с 01.03.2018 согласно ГОСТ 34183-2017 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Насосы центробежные нефтяные. Общие технические условия») и в соответствии с общими техническими требованиями [70] классифицируется следующим образом:

- «Д» - двустороннего входа. Марка: НМ 1250х260. Завод-изготовитель: ОАО «Сумской завод «Насосэнергомаш» (Украина);

- «С» - секционные. Марка: НМ 1250х400. Завод-изготовитель: ОАО «Сумской завод «Насосэнергомаш» Украина;

- «К» - консольные. Марки: НК560х300, НКВ600х320, НКВ1000х320, НКВ360х125, НКВ360х320. Завод-изготовитель: ОАО «Волгограднефтемаш», ОАО «Бобруйский насосный завод» (республика Беларусь).

Фактически в настоящее время в эксплуатации из общего числа МН более 80 % составляют насосы типа «Д», что с точки зрения эффективности

использования «неверно». У МН типа «К» с подачей от 0 до 1500 м /ч максимальный достижимый КПД составляет 88%, в то время как у МН типа «Д» не более 82 %. Основной недостаток насосов типа «К» - это высокие осевые силы на упорном подшипнике, что отрицательно сказывается на прогнозируемом значении межремонтного интервала. В настоящее время проблема решена (применение узла гидропяты). Следовательно, в будущем при конструировании насосного оборудования для ТС ТНП необходимо рассмотреть возможность создания насоса типа «К». Вышеуказанный вывод можно получить, проведя анализ максимально-достижимых КПД, изложенный в рекомендациях Еигоришр [39].

Продольный разрез типового МН типа «Д» представлен на рисунке 1.2.

Каждый МН имеет следующие рабочие характеристики:

- напорная характеристика, характеризующая напор развиваемый насосом;

- энергетическая характеристика, характеризующая мощность;

- кавитационная характеристика, характеризующая значение кавитационного запаса.

Рисунок 1.2 - Продольный разрез магистрального насоса типа «Д»

МН состоит из следующих составных частей [86]:

- корпус;

- ротор;

- подшипниковые узлы;

- торцевые уплотнения;

- гидроциклонные сепараторы;

- соединительная муфта.

Рассмотрим каждую составную часть отдельно.

Корпус насоса является базовой сборочной единицей насоса, имеет горизонтальный разъем вдоль оси насоса и состоит из двух литых стальных частей. Патрубки выполнены под приварку к трубопроводам и направлены горизонтально в противоположные относительно оси стороны. Конструкцией предусмотрена возможность выпуска воздуха и опорожнения насоса и примыкающих участков трубопроводов от перекачиваемого НП. Также конструкция корпуса обеспечивает возможность разборки насоса и выемку ротора без отсоединения от технологических трубопроводов.

Ротор предназначен для преобразования механической энергии, получаемой от приводного ЭД, в кинетическую энергию потока жидкости. Ротор представляет собой сборочную единицу, которая включает в себя вал и установленные на нем и закрепленные с помощью шпонок рабочие колеса и втулки.

Подшипниковые узлы предназначены для обеспечения возможности вращения ротора насоса под воздействием нагрузок, а также для ограничения подвижности ротора насоса в пространстве (уменьшение количества степеней свободы). Для восприятия радиальных нагрузок, действующих на ротор, служат опорные подшипники скольжения с принудительной смазкой, которые дополнительно оснащены смазочными кольцами, обеспечивающими подачу масла в рабочие зазоры подшипников при выбеге ротора после аварийного отключения маслонасоса. Для восприятия остаточного осевого усилия, действующего на ротор, служат сдвоенные радиально-упорные подшипники качения.

Торцевые уплотнения предназначены для герметизации концевых участков валов насосов. Одинарные, патронного типа с дополнительным уплотнением со стороны атмосферы. Отвод тепла от пар трения торцевых уплотнений осуществляется посредством подачи НП в камеры уплотнений, очищенной в двух гидроциклонах, закрепленных на крышке корпуса насоса.

Гидроциклонные сепараторы предназначены для очистки жидкости, подаваемой в узел торцового уплотнения, от твердых абразивных включений. Гидроциклонные сепараторы являются составной частью насоса и должны представлять собой узел, состоящий из конического корпуса, оснащенного штуцерами подвода очищаемой жидкости и отвода загрязненной жидкости, а также съемной крышки, оснащенной штуцером отвода очищенной жидкости;

Соединительная муфта предназначена для соединения валов и передачи крутящего момента от ЭД к МН и компенсации смещения валов. В настоящее время на объектах ТС ТНП применяются муфты упругие пластинчатые.

В процессе эксплуатации МН возникают различные отказы и вынужденные остановы после которых проводится ремонт. Причины отказов и вид проводимых ремонтов представлены в таблице 1.1 [86].

Таблица 1.1 - Причины отказов и вид проводимых ремонтов МН

Наименование неисправности МН Вероятная причина Способ устранения Вид ремонта МН (ТО, ТР, СР, КР) согласно стратегий Ш1Р, представленных в разделе 1.2

Повышенная вибрация насоса (свыше 7,1 мм/с) Неисправность упорных и опорных подшипниковых опор Замена вкладышей подшипников скольжения или замена упорного подшипника качения ТР

Неудовлетворительная центровка валов насоса и электродвигателя Проведение центровки насоса и электродвигателя ТР

Ослабление крепления насоса к раме Затяжка крепежа крутящим моментом, указанным в паспорте завода-изготовителя ТО

Дисбаланс ротора насоса более допустимого Проведение балансировки ротора СР

Поломка рабочих колес насоса или попадание посторонних предметов в его каналы Ремонт или замена рабочих колес, очистка каналов рабочих колес СР

Продолжение таблицы 1.1

Наименование неисправности МН Вероятная причина Способ устранения Вид ремонта МН (ТО, ТР, СР, КР) согласно стратегий ИИР, представленных в разделе 1.2

Повышенная утечка в торцевых уплотнениях насоса (свыше 7-10-8 м3/с) Нарушения рабочих поверхностей колец пар трения вследствие механического повреждения или износа Замена колец пар трения запасными СР

Перекос колец пар трения Очистка опорных и посадочных колес пар трения и обойм от отложений продуктов износа СР

Разрушение колец пар трения Замена поврежденных колец запасными СР

Поломка пружин Замена пружин СР

Неправильная сборка или установка торцевого уплотнения Разборка, оценка технического состояния и сборка торцевого уплотнения СР

Повышенная температура подшипников насоса (свыше 80 °С) Износ баббитового слоя вкладышей опорных подшипников Замена вкладышей с целью обеспечения зазоров согласно заводским рекомендациям СР

Продолжение таблицы 1.1

Наименование неисправности МН Вероятная причина Способ устранения Вид ремонта МН (ТО, ТР, СР, КР) согласно стратегий Ш1Р, представленных в разделе 1.2

Негерметичность корпуса насоса (визуально) Дефекты корпуса и крышки насоса Заварка коррозионных пор и раковин корпуса (до 2013г.) или замена насоса КР

Повреждение прокладок или резиновых колец, уплотняющих соединение Замена поврежденных прокладок СР

Недостаточная затяжка крепежа в соединении Затяжка крепежа крутящим моментом, указанным в паспорте завода-изготовителя ТО

Повышенная температура корпуса насоса (свыше 50 °С) Задевание обода рабочего колеса о щелевое уплотнение или износ щелевого уплотнения Замена щелевого уплотнения и рабочего колеса СР

Характеристики электродвигателей трубопроводной системы транспорта

нефтепродуктов

В ТС ТНП в качестве привода к магистральным и подпорным насосам используются асинхронные и синхронные электродвигатели высокого напряжения.

На предприятиях ТС ТНП РФ все ЭД, применяемые для привода МН, классифицируются следующим образом [67, 68]:

- асинхронные. Марка - 4АЗМВ. Завод-изготовитель: ОАО «НПО «ЭЛСИБ» (г. Новосибирск);

- синхронные. Марка - СТД-1250. Завод-изготовитель: ООО «ЭЛЕКТРОТЯЖМАШ-ПРИВОД» (г. Лысьва).

Рисунок 1.3 - Внешний вид ЭД СТД-1250

На рисунке 1.3 представлен электродвигатель СТД-1250. Электродвигатель имеет следующие основные рабочие характеристики: мощность, напряжение, частота вращения, коэффициент полезного действия, напряжение возбуждения, ток возбуждения и состоит из следующих составных частей:

- статор;

- ротор;

- возбудительное устройство (для синхронных электродвигателей);

- подшипниковые узлы;

- воздухоохладитель.

Технические характеристики электрических двигателей, эксплуатируемых на предприятиях ТС ТНП, приведены в технических условиях [100, 102].

Рассмотрим каждую составную часть отдельно.

Сердечник статора состоит из пакетов, разделенных вентиляционными каналами. Пакеты запрессованы в корпус статора между немагнитными нажимными кольцами, которые удерживаются продольными ребрами и шпонками. Обмотка статора двухслойная, катушечная или стержневая с укорочением шага с эвольвентным вылетом лобовых частей. Изоляция обмотки статора типа «Монолит-2» класса нагревостойкости F состоит из стеклянных лент, пропитанных эпоксидным компаундом совместно с сердечником статора после укладки обмотки в пазы, что обеспечивает надежное крепление обмотки в лобовой и пазовой частях, улучшает отвод тепла от обмотки за счет полного контакта изоляции с железом статора и склейки листов сердечника. Выводы статорной обмотки крепятся через опорные фарфоровые изоляторы с помощью наконечников. Применяемые изоляторы обеспечивают расстояние утечки не менее 125 мм. Подключение двигателей к сети в зависимости от класса взрывоопасной установки осуществляется бронированными кабелями СБГ или АСБГ ГОСТ 18410 через уплотненный ввод, расположенный в фундаментной плите. Для заземления брони и оболочки кабеля на нижней полке плиты имеется по два заземляющих зажима, по одному на каждый вводимый кабель с обеих сторон. Разделка кабеля производиться непосредственно у выводных шин. Кабель крепится при помощи муфты, закрепленной кронштейном к стене фундаментной ямы. Броня и оболочка кабеля заземляются при помощи специальных зажимов, расположенных на корпусе статора.

Ротор изготавливается из цельной стальной поковки. В юбочке ротора выполняются пазы, в которых укладывается и спрессовывается обмотка возбуждения с изоляцией класса F. Пазовые клинья изготавливаются из латуни.

Каждый клин состоит из двух продольных половин. Лобовые части обмотки, плотно расклиненные распорками, сверху закрываются стеклотекстолитовыми сегментами и бандажными кольцами из алюминиевого сплава, оставленными от бочки ротора и имеющими посадку только на центрирующее кольцо. На роторе установлены центробежные вентиляторы и направляющие аппараты, обеспечивающие безударный вход воздуха в вентиляторы.

Возбудительное устройство относится к типу бесщеточных и устанавливается на фундаментной плите ЭД.

Подшипниковые узлы. ЭД выполнен на стояковых подшипниках скольжения с циркуляционной смазкой под давлением. Подшипники имеют смотровые окна для наблюдения за струей стекающего масла. Стояки подшипников изолированы электрически от фундаментной плиты и маслопроводов.

Воздухоохладитель собирается из жестких рам, трубных досок с завальцованными в них охлаждающими трубками, крышек и патрубков для подвода и отвода воды. Охлаждающие трубки - латунные с цельно-катанным алюминиевым оребрением. Трубки располагаются в шахматном порядке для повышения эффективности охлаждения.

В процессе эксплуатации ЭД возникают различные отказы, вынужденные остановы и переходы на резервный МНА после чего проводится ремонт. Причины отказов и вид проводимых ремонтов ЭД представлены в таблице 1.2 [42, 43].

Таблица 1.2 - Причины отказов и вид проводимых ремонтов ЭД

Наименование неисправности ЭД Причина Способ устранения Вид ремонта ЭД (ТО, ТР, КР) согласно стратегий Ш1Р, представленных в разделе 1.2

Повышенная вибрация электродвигателя (свыше 7,1 мм/с) Неисправность опорных подшипниковых опор Замена вкладышей подшипников скольжения ТР

Неудовлетворительная центровка валов электродвигателя и насоса Проведение центровки валов электродвигателя и насоса ТО

Ослабление крепления электродвигателя к раме Затяжка крепежа крутящим моментом, указанным в паспорте завода-изготовителя ТО

Дисбаланс ротора электродвигателя более допустимого Проведение балансировки ротора ТР

Повышенная температура обмотки и железа статора (свыше 130 °С), повышенная температура горячего воздуха на выходе из статора Нарушение изоляции обмотки статора Ремонт обмотки статора КР

Засорение контура охлаждения Отчистка контура охлаждения ТО

Продолжение таблицы 1.2

Наименование неисправности ЭД Причина Способ устранения Вид ремонта ЭД (ТО, ТР, КР) согласно стратегий НИР, представленных в разделе 1.2

Повышенная температура подшипников (свыше 80 °С) Износ баббитового слоя вкладышей опорных подшипников Замена вкладышей с целью обеспечения зазоров ТР

Повышенная сила тока статора (свыше 139,5 А) Обрыв обмотки статора, короткое замыкание в цепи статора Разборка ЭД и ремонт обмотки статора КР

Нарушение контакта в цепи ротора или контакта между стержнями и кольцами ротора Разборка ЭД и ремонт ротора (при незначительном повышении (до 5А) допускается кратковременная работа) КР

Повышенное напряжение возбуждения (свыше 45 В) Неисправность источника возбуждения Ремонт источника возбуждения ТР

Повышенный ток возбуждения (свыше 255 А) Неисправность щеточного аппарата ротора Ремонт щеточного аппарата ротора ТР

Классификация и причины возникновения отказов, вынужденных остановов и переходов на резервные магистральные насосные агрегаты

На основании доступных источников была собрана и систематизирована информация по отказам, вынужденным остановам и переходам на резервные МН и ЭД.

Наиболее часто отказывающими деталями и узлами магистральных насосов являются: торцевые уплотнения, опорные и упорные подшипниковые узлы, корпусные детали, а электродвигателей - опорные и упорные подшипниковые узлы, изоляция обмотки статора, изоляция обмотки ротора, валы, пайка соединений выводов возбудителей и т.д.

Согласно ГОСТу 27.002-2015 по принципу возникновения отказы классифицируются следующим образом:

- конструктивный отказ - отказ, возникший по причине, связанной с несовершенством или нарушением установленных правил и (или) норм проектирования и конструирования;

- производственный отказ - отказ, возникший по причине, связанной с несовершенством или нарушением установленного процесса изготовления или ремонта, выполняемого на ремонтном предприятии;

- эксплуатационный отказ - отказ, возникший по причине, связанной с нарушением установленных правил и (или) условий эксплуатации;

- деградационный отказ - отказ, обусловленный естественными процессами старения, износа, коррозии и усталости при соблюдении всех установленных правил и (или) норм проектирования, изготовления и эксплуатации.

Динамика отказов и вынужденных остановов (переходов) за последние 15 лет (период 1999-2014 г.) показала отсутствие увеличения или уменьшение общего количества отказов насосного оборудования более чем на 10 %, однако установлено увеличение количества отказов, связанных с длительными сроками эксплуатации (деградационных) и работой насосного оборудования вне рабочего

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Росляков Дмитрий Андреевич, 2018 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абраменко, Б.С. Основные вопросы теории и практики надёжности / Б.С. Абраменко, Н.А. Дрихонюк - Минск: Наука и техника, 1982. - 270 с.

2. Авакян, А.А. К вопросу определения оптимальных периодов профилактического обслуживания систем с восстановлением / А.А. Авакян, И.И. Княжев, О.Н. Реутов // Основные вопросы теории и практики надёжности. -1971. - Сб. трудов. - С. 412-424.

3. Айзенштейн, М.Д. Центробежные насосы для нефтяной промышленности / М.Д. Айзенштейн. - М.: Гостоптехиздат, 1957. - 363 с.

4. Анализ руководством ОАО «АК «Транснефть» финансового состояния и результатов деятельности группы ОАО «АК «Транснефть» за год, закончившийся 31 декабря 2015 года [Электронный ресурс] // Официальный сайт ПАО «Транснефть». - Режим доступа: http://www.transneft.ru/u/section_file/22552/tn_mda_12m2015.pdf.

5. Антонов, А.В. К вопросу расчета надежности резервированных структур с учетом старения элементов / А.В. Антонов, А.В. Пляскин, Х.Н. Татаев // Надежность. - 2013. - № 1 (44). - С. 55-61.

6. Антонов, А.В. Модель анализа надежности объектов с неполным восстановлением / А.В. Антонов, А.А. Поляков, В.А. Чепурко // Надежность. -2011. - № 3 (38). - С. 33-41.

7. Антонов, А.В. Оценка показателей надежности систем стареющего типа на примере систем ядерно-энергетической отрасли / А.В. Антонов, В.А. Чепурко // Надежность. - 2010. - №1 (33). - С. 18-29.

8. Антонов, А.В. Оценки характеристик надежности в предположении неполного восстановления / А.В. Антонов, И.А. Чумаков // Надежность. - 2014. -№ 1 (48). - С. 3 - 15.

9. Аронов, И.З. Оценка надежности по результатам сокращенных испытаний / И.З. Аронов, Е.И. Бурдасов. - М.: Изд-во стандартов, 1987. - 182 с.

10. Ахмадуллин, К.Р. Энергосберегающие технологии трубопроводного транспорта нефтепродуктов: дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.19 / Ахмадуллин Карим Рамазанович. - Уфа, 2005. - 379 с.

11. Ахметов, Р.М. Диспетчеризация и учет на нефтепроводах / Р.М. Ахметов, Ю.В. Ливанов, А.В. Матвиенко - М.: Недра, 1976. - 351 с.

12. Байхельт, Ф. Надежность и техническое обслуживание. Математический подход / Ф. Байхельт, П. Франкен. - М.: Радио и связь, 1988. -389 с.

13. Барзилович, Е.Ю. Некоторые математические вопросы теории обслуживания сложных систем / Е.Ю. Барзилович, В.А. Каштанов - М.: Сов. радио, 1971. - 271 с.

14. Барзилович, Е.Ю. Оптимальное управление при эксплуатации сложных систем по состоянию / Е.Ю. Барзилович, Ю.Н. Заболоцкий, К.М. Шпилёв - Основные вопросы теории и практики надёжности. - 1980. -Сб. трудов. - С. 190-202.

15. Барзилович, Е.Ю. Организация обслуживания при ограниченной информации о надежности системы / Е. Ю. Барзилович, В. А. Каштанов - М.: Сов. радио, 1975. - 136 с.

16. Барзилович, Е.Ю. Проблемы обеспечения эффективности сложных систем / Е.Ю. Барзилович, Ю.Д. Куликов, Ю.А. Сергеев // Основные вопросы теории и практики надёжности. - 1982. - Сб. трудов. - С. 155-167.

17. Бархатов, А.Ф. Основные проблемы энергосбережения в трубопроводном транспорте и направления их решения / А.Ф. Бархатов // Территория Нефтегаз. - 2015. - № 6. - С. 132 - 138.

18. Бархатов, А.Ф. Противотурбулентная присадка как один из способов снижения капитальных и эксплуатационных затрат / А.Ф. Бархатов, П.Е. Настепанин // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2014. - № 3. - С. 18 - 26.

19. Большая беда ручной работы. Российские учёные учатся предсказывать и предотвращать техногенные катастрофы [Электронный

ресурс] // Официальный сайт Российской академии наук. - Режим доступа:

http://www.ras.ru/news/shownews.aspx?id=b558db1d-368d-432b-a7c9-

c36253602b8a#content.

20. Быков, И.Ю. Эксплуатационная надежность и работоспособность нефтегазопромысловых и буровых машин: учебное пособие / И.Ю. Быков, Н.Д. Цхадая. - М.: ЦентрЛит НефтеГаз, 2010. - 304 с.

21. Валиев, М.А. Анализ использования электроэнергии при решении технологических задач перекачки нефти [Электронный ресурс] / М.А. Валиев, С.Е. Кутуков, В.А. Шабанов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2003. - № 1. - Режим доступа: http: //www.ogbus .ru/authors/Val iev/Valiev_ 1.pdf.

22. Васильев, Г.Г. Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак, М.В. Лурье, В.М. Писаревский, А.Д. Прохоров,

A.Е. Сощенко, А.М. Шаммазов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. - 408 с.

23. Вишняков, Я.Д. Общая теория рисков: учебн. пособие для студ. высш. учеб. заведений / Я.Д. Вишняков, Н.Н. Радаев - 2-е изд., испр. - М.: Издательский центр «Академия», 2008. - 368 с.

24. Гараева, В.А. К вопросу установления оптимальной стратегии технического обслуживания и ремонта магистральных насосов НПС /

B.А. Гараева, А.Г. Гумеров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. -1979. - № 10. - С. 10 - 16.

25. Гараева, В.А. Количественная оценка ремонтопригодности магистральных насосных агрегатов по заданному уровню надежности нефтеперекачивающих станций / В.А. Гараева, А.Г. Гумеров // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1981. - № 12. - С. 5-8.

26. Гареев, А.М. Анализ стратегий технического обслуживания воздушного судна / А.М. Гареев, А.Н. Коптев // Труды Международного симпозиума «Надежность и качество». - 2008. - Том № 1. - С. 437-439.

27. Герасимова, Е.Д. Эксплуатационная надёжность и режимы технического обслуживания ЛА и АД: Учебноё пособие / Е.Д. Герасимова, Н.Н. Смирнов, И.Ф. Полякова - М.: МГТУ ГА, 2002. - 58 с.

28. Горбань, Н.Н. Повышение коэффициента полезного действия насосного оборудования за счет применения самоустанавливающихся уплотнительных колец / Н.Н. Горбань, П.И. Шотер, Д.А. Росляков // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2015. - № 4. -С. 100 - 105.

29. ГОСТ 27.002-2015 Надежность в технике. Термины и определения. -М.: Стандартинформ, 2016. - 28 с.

30. ГОСТ Р 27.606-2013 Надежность в технике. Управление надежностью. Техническое обслуживание, ориентированное на безотказность. -М.: Стандартинформ, 2014. - 40 с.

31. ГОСТ Р 53675-2009 Насосы нефтяные для магистральных трубопроводов. Общие требования. - М.: Стандартинформ, 2009. - 20 с.

32. ГОСТ Р 54806-2011 Насосы центробежные. Технические требования. Класс 1. - М.: Стандартинформ, 2011. - 78 с.

33. Гумеров, А.Г. Диагностика оборудования нефтеперекачивающих станций / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, А.М. Акбердин и др. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2003. - 347 с.

34. Гумеров, А.Г. Центробежные насосы в системах сбора, подготовки и магистрального транспорта нефти / А.Г. Гумеров, Л.Г. Колпаков, С.Г. Бажайкин, М.Г. Векштейн. - М.: Недра, 1999. - 295 с.

35. Гумеров, А.Г. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций / А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, А.М. Акбердин. - М.: Недра, 2001. - 475 с.

36. Двенадцатый Российский нефтегазовый конгресс: материалы [Электронный ресурс] // Официальный сайт ПАО «Транснефть». - Режим доступа: http: //transneft.ru/u/news_article_file/1982/pr-u.pdf.

37. Дейнеко, С.В. Обеспечение надежности систем трубопроводного транспорта нефти и газа / С.В. Дейнеко. - М.: Техника, 2011. - 176 с.

38. Дейнеко, С.В. Оценка надежности газонефтепроводов. Задачи с решениями / С.В. Дейнеко. - М.: Техника, 2007. - 80 с.

39. Достижимые КПД насосов со спиральным отводом / Европейская ассоциация производителей насосов Еигоришр, русскоязычный перевод. -М: РАПН, 2001. - 18 с.

40. Жабо, В.В. Гидравлика и насосы: Учебник для техникумов / В.В. Жабо, В.В. Уваров. - 2-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 328 с.

41. Жуков, В.М. Исследование и выбор рациональной стратегии обслуживания сложной технической системы в нефтехимической промышленности / В.М. Жуков, А.В. Карманов, В.З. Ярина // Известия высших учебных заведений. - 1975. - № 7. - С. 78 - 84.

42. ИАЕЛ.528626.006-42РЭ Руководство по эксплуатации двигатели асинхронные типа 4АЗМВ мощностью от 800 до 2500 кВт. - Новосибирск: ОАО «НПО «Элсиб», 2009. - 63 с.

43. ИБЖК.528553.002 РЭ Руководство по эксплуатации Турбодвигатели серии СТДП мощностью 1250-2000 кВт. - Лысьва: ООО «Электротяжмаш-привод», 2011. - 57 с.

44. Карелин, В.Я. Насосы и насосные станции: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп / В.Я. Карелин, А.В. Минаев. - М.: Стройиздат, 1986. - 320 с.

45. Карманов, А.В. Определение вероятности обеспечения номинального режима работы магистрального продуктопровода с учетом процесса старения перекачивающих агрегатов / А.В. Карманов, Д.А. Росляков, А.С. Телюк // Надежность. - 2016. - № 2. - С. 39-42.

46. Карманов, А.В. Определение эксплуатационных характеристик надежности электродвигателей в составе магистральных насосных агрегатов трубопроводных систем транспорта нефтепродуктов по случайным цензурированным выборкам / А.В. Карманов, С.В. Ларионов, Д.А. Росляков // Технологии нефти и газа. - 2015. - № 4. - С. 60-64.

47. Карманов, А.В. Оценка эксплуатационных показателей надежности магистральных насосов магистральных нефтепродуктопроводов / А.В. Карманов,

Д.А. Росляков // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2015. - № 12. - С. 41-45.

48. Кленов, С.Г. Полумарковские модели, алгоритмы и комплекс программ оптимизации технического обслуживания сложной технической системы: дис. ... канд. техн. наук: 05.13.18 / Кленов Сергей Григорьевич. -Москва, 2003. - 153 с.

49. Колпаков, Л.Г. Аналитический расчет режимов работы насосных агрегатов магистральных нефтепроводов. Лопастные насосы. Под ред. к.т.н. Л.П. Грянко / Л.Г. Колпаков, В.Г. Володин, В.И. Еронен, Н.З. Аитова - Ленинград: Изд. ЛПИ, 1975. - 432 с.

50. Колпаков, Л.Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов / Л.Г. Колпаков. - М.: Недра, 1985. - 184 с.

51. Колпаков, Л.Г. Эксплуатация магистральных центробежных насосов: Учебное пособие / Л.Г. Колпаков - Уфа: Уфим. нефт. ин-т, 1993. - 123 с.

52. Колпаков, Л.Г. Эксплуатация магистральных центробежных насосов: Учебное пособие / Л.Г. Колпаков - Уфа: Изд-во УНИ, 1988. - 116 с.

53. Колпаков, Л.Г. Эксплуатация центробежных магистральных центробежных насосов / Л.Г. Колпаков. - Уфа: Изд. Уфим. Нефт. Ун-та, 1988. -116 с.

54. Компания эффективно сотрудничает с малым и средним бизнесом // Трубопроводный транспорт нефти. - 2015. - № 12. Режим доступа: http://www.transpress.transneft.rU/u/section_file/173422/book12-15.pdf.

55. Кузнецов, А.В. Автоматизированное проектирование многоступенчатого центробежного насоса: Учебное пособие / А.В. Кузнецов, С.С. Панаиотти, А.И. Савельев. - Калуга: КФ МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2013. -170 с.

56. Кумар, Б.К. Эксплуатация насосных и компрессорных станций: Учебное пособие / Б.К. Кумар, Е.К. Ботаханов - Алматы: КазНИТУ имени К.И. Сатпаева, 2015. - 392 с.

57. Кутуков, С.Е. Перспективы индивидуального мониторинга насосных агрегатов в системе магистрального транспорта нефти / С.Е. Кутуков, А.Я. Титов // Методы системного анализа и автоматизированного проектирования инвестиционных и организационно-технологических процессов в строительстве: Научно-технический сборник Российской инженерной академии. - 2000. - № 2. -С. 50 - 53.

58. Ларионов, С.В. Определение периодичности проведения средних ремонтов магистральных насосов трубопроводных систем транспорта нефти и нефтепродуктов с учетом процесса старения / С.В. Ларионов, Д.А. Росляков // Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. - 2011. - № 1. - С. 82 - 89.

59. Ларионов, С.В. Определение функции готовности магистральных насосных агрегатов / С.В. Ларионов, Д.А. Росляков // Трубопроводный транспорт [теория и практика]. - 2014. - № 5-6. - С. 51 - 53.

60. Ливанов, Ю.В. Система обеспечения промышленной и экологической безопасности нефтепромысловых объектов и газотранспортных сетей / Ю.В. Ливанов, В.Р. Хачатуров // Вестник Каз. НУ. - 2010. - № 4 (67). - С. 91-104.

61. Лисин, Ю.В. Технологии магистрального нефтепроводного транспорта России / Ю.В. Лисин, А.Е. Сощенко. - М: Недра, 2013. - 421 с.

62. Матвеевский, В.Р. Надежность технических систем: Учебное пособие / В.Р. Матвеевский. - М.: Московский государственный институт электроники и математики, 2002. - 113 с.

63. Международный форум по энергоэффективности и развитию энергетики ENES-2015, материалы [Электронный ресурс] // Официальный сайт ПАО «Транснефть». - Режим доступа: http://transneft.ru/newsPress/view/id/7832.

64. Михайлов, А.К. Лопастные насосы. Теория, расчет и конструирование / А.К. Михайлов, В.В. Малюшенко. - М.: Машиностроение, 1977. - 288 с.

65. Овсянников, Б.В. Высокооборотные лопаточные насосы / Б.В. Овсянников, В.Ф. Чебаевский. - М.: Машиностроение, 1975. - 336 с.

66. ОР-75.200.00-КТН-114-15 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Порядок учета и анализа отказов основного механо-технологического оборудования НПС. - М.: ОАО «АК «Транснефть», 2015. -19 с.

67. ОТТ-29.160.30-КТН-074-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Синхронные электродвигатели напряжением 6 (10) кВ мощностью до 8000 кВт для приводов магистральных насосных агрегатов. Общие технические требования. - М: ОАО «АК «Транснефть», 2013. -123 с.

68. ОТТ-29.160.30-КТН-075-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Асинхронные электродвигатели напряжением 6 (10) кВ мощностью до 8000 кВт для приводов магистральных и подпорных насосных агрегатов. Общие технические требования. - М: ОАО «АК «Транснефть», 2013. - 122 с.

69. ОТТ-35.240.00-КТН-204-14 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Автоматизированная система технического учета электроэнергии (АСТУЭ). Подсистема мониторинга электрохозяйства. Общие технические требования. - М: ОАО «АК «Транснефть», 2014. - 24 с.

70. ОТТ-75.180.00-КТН-113-11 Насосы магистральные и агрегаты электронасосные на их основе для перекачки нефтепродуктов. Общие технические требования. - М: ОАО «АК «Транснефть», 2011. - 57 с.

71. Павленко, М.И. Сравнение моделей технического обслуживания систем по неполным данным / М.И. Павленко // Основные вопросы теории и практики надёжности. - 1975. - Сб. трудов. - С. 203-211.

72. Патент РФ на изобретение № 2473048. Автоматизированная информационная система для измерения и анализа в реальном масштабе времени расхода теплоносителя на магистральных насосных станциях / В.О. Кричке, И.В. Тихонов, Ю.В. Волков, А.М. Акбердин, Т.Н. Вишневская, В.В. Кричке, А.О. Громан. М: Федеральная служба по интеллектуальной собственности - 2011.

73. Половко, А.М. Основы теории надежности / А.М. Половко, С.В. Гуров. - Санкт-Петербург: БХВ - Петербург, 2006. - 698 с.

74. Положение компании стабильно // Трубопроводный транспорт нефти. - 2015. - № 12. Режим доступа: http://www.transpress.transneft.rU/u/section_file/173422/book12-15.pdf.

75. Правила технической эксплуатации нефтебаз. - М.: Минэнерго России, 2003. - 54 с.

76. Прогноз долгосрочного социально - экономического развития российской федерации на период до 2030 года. Министерство экономического развития российской федерации [Электронный ресурс] // Официальный сайт Правительства РФ. - Режим доступа: http://government.ru/media/files/41d457592e04b76338b7.pdf.

77. Проников, А.С. Надежность машин / А.С. Проников -М: Машиностроение, 1978. - 592 с.

78. Разработка системы технического обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов на базе технической диагностики, обеспечивающей работу НПС на оптимальном режиме: отчет о НИР по теме 2-2-86/1 (86.0318.91) - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - 296 с.

79. РД 39-0147103-342-89 Методика оценки эксплуатационных параметров насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов. - М.: Главтранснефть, 1987. - 74 с.

80. РД 50-690-89 Методические указания. Надежность в технике. Методы оценки показателей надежности по экспериментальным данным. -М.: Государственный комитет СССР по стандартам, 1991. - 136 с.

81. РД-23.080.00-КТН-067-17 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Магистральные и подпорные насосы. Контроль качества литых деталей. - М: ПАО «Транснефть», 2017. - 178 с.

82. РД-23.080.00-КТН-158-16 Методика определения коэффициента полезного действия магистральных и подпорных насосных агрегатов. - М: ПАО «Транснефть», 2016. - 44 с.

83. РД-29.020.00-КТН-027-17 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое обслуживание и ремонт энергетического оборудования - М.: ПАО «Транснефть», 2017. - 502 с.

84. РД-75.200.00-КТН-119-16 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое обслуживание и ремонт механо-технологического оборудования и сооружений НПС. - М.: ПАО «Транснефть», 2016. - 362 с.

85. РД-91.200.00-КТН-175-13 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Нефтеперекачивающие станции. Нормы проектирования. - М.: ОАО «АК «Транснефть», 2013. - 229 с.

86. РН12.063.000.00РЭ Руководство по эксплуатации. Насосы типа НМ и агрегаты электронасосные на их основе. - Суммы: АО «Сумской завод «Насосэнергомаш», 2013. - 54 с.

87. РН12.063.000.00ТУ. Технические условия. Насосы типа НМ и агрегаты электронасосные на их основе. - Суммы: АО «Сумский завод «Насосэнергомаш», 2013. - 86 с.

88. Росляков, Д.А. Расчет потребления электроэнергии магистральными насосными агрегатами с учетом процесса их старения / Д.А. Росляков // Трубопроводный транспорт [теория и практика]. - 2015. - № 4. - С. 14 - 17.

89. Росляков, Д.А. Строительство (модернизация) магистральных насосных по перекачке нефтепродуктов без применения маслосистем / Д.А. Росляков // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2011. - № 3. - С. 30 - 35.

90. Самоленков, С.В. Обоснование энергосберегающих режимов работы нефтеперекачивающих центробежных насосов с регулируемым приводом: диссертация кандидата технических наук: 25.00.19 / Самоленков Сергей Викторович. - Санкт-Петербург, 2014. - 145 с.

91. Седых, И.А. Интегрированный подход к повышению надежности функционирования технологического оборудования нефтегазовых предприятий

(на примере ГПА) / И.А. Седых // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2008. - № 11. - С. 2-6.

92. Седых, И.А. Оценка и мониторинг надежности в АСДУ / И.А. Седых // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. Сборник научных статей по проблемам нефти и газа -2010. - № 4. - С. 53-63.

93. Скляревич, А.Н. Вероятностные модели объектов с возможными изменениями / А.Н. Скляревич, Ф.А. Скляревич. - Рига: Зинанте, 1989. - 366 с.

94. Скляревич, А.Н. Отыскание оптимальных характеристик профилактики систем с возможным накоплением нарушений / А.Н. Скляревич, А.М. Маргулис // Автоматика и вычислительная техника. - 1967. - № 2. - С. 33-40.

95. Стенограмма шестого заседания Экспертного совета ПАО «Транснефть». Модернизация системы нефтепродуктопроводов: вызовы и перспективы». Материалы [Электронный ресурс] // Информационно-аналитический портал Транспорт нефти. - Режим доступа: http://www.transport-neffi.com/expert-board/transcripts/2510.

96. Стрыгина, Н.З. Инженерная методика расчёта оптимального срока проведения профилактических ремонтов сложных систем / Н.З. Стрыгина // Промышленная кибернетика. - 1978. - В сб.: Промышленная кибернетика. ИК АН УССР - С. 55-59.

97. Судаков, Р.С. Надежность и эффективность в технике. Т.6. Экспериментальная обработка и испытания / Р.С. Судакова, О.И. Тескин. -М.: Машиностроение, 1989. - 375 с.

98. Сухарев, М.Г. Технологический расчёт и обеспечение надёжности газо- и нефтепроводов / М.Г. Сухарев, А.М. Карасевич - М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2000. - 272 с.

99. Тихов, М.С. Оценивание параметров распределения Вейбулла по случайно цензурированным выборкам / М.С. Тихов, С.В. Агеев, Т.С. Бородина // Вестник Нижегородского университета. - 2010. -№ 4 (1). - С. 141-145.

100. ТУ 16-512.370-75 Технические условия. Турбодвигатели серии СТДП мощностью 1250-2000 кВт. - Лысьва: ООО «Электротяжмаш-привод», 2011. -34 с.

101. ТУ 28.13.14-001-32570437-2016. Насосы нефтяные магистральные типа НМ и агрегаты электронасосные типа АНМ на их основе. - Челябинск: АО «Транснефть Нефтяные Насосы», 2016. - 86 с.

102. ТУ 3381-021-05757937-2009 Технические условия. Двигатели асинхронные. - Новосибирск: ОАО «НПО «Элсиб», 2009. - 55 с.

103. Тугунов, П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. Учебное пособие для вузов / П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. - 658 с.

104. Федоров, П.В. Совершенствование методов планирования технологических режимов и контроля процесса транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам: дисс. ... канд. техн. наук: 25.00.19 / Федоров Павел Владимирович. - Ухта, 2011. - 130 с.

105. Федоров, Ю.Н. Основы построения АСУ ТП взрывоопасных производств / Ю.Н. Федоров. - М.: Синтег., 2006. - 632 с.

106. Чепурко, С.В. Непараметрическая оценка коэффициента деградации геометрических процессов / С.В. Чепурко, В.А. Чепурко // Информационные технологии. - 2012. - № 7. - С. 16-21.

107. Шевцов, В.А. Опреление закона распределения времени наработки отказов объектов по случайно цензурированным выборкам / В.А. Шевцов, Ч.К. Нгуен // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2007. - № 7. - С. 26-29.

108. Шишмарев, В.Ю. Надежность технических систем : учебник для студ. высш. учеб. заведений / В.Ю. Шишмарев. - М.: Издательский центр «Академия», 2010. - 304 с.

109. Энергоэффективность: Перспективы для России (Региональный опыт и экспертные предложения). - М.: Институт устойчивого развития / Центр экологической политики России, 2010. - 176 с.

110. Якобсон, М.О. Единая система планово-предупредительного ремонта и рациональной эксплуатации технического оборудования машиностроительных предприятий / М.О. Якобсон - М.: Машиностроение, 1967. - 592 с.

111. Ящура, А.И. Единое положение о планово-предупредительных ремонтах технологического и механического оборудования промышленных предприятий России / А.И. Ящура, В.И. Колпачков, И.А. Белолюбский -М.: ГИГХС, 2003. - 296 с.

112. Ящура, А.И. Система технического обслуживания и ремонта техники / А.И. Ящура. - М.: Оборониздат, 1973. - 127 с.

113. Ящура, А.И. Система технического обслуживания и ремонта общепромышленного оборудования / А.И. Ящура. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. -360 с.

114. Brian, N. Handbook of pumps and pumping / N. Brian - Elsevier Science, 2006. - 424 p.

115. Centrifugal pump handbook. Third edition. - Kidlington, UK.: Elsevier Ltd., 2010. - 294 p.

116. Centrifugal Pumps Handbook. Italy: TM.P. S.p.A. Termomeccanica Pompe - La Spezia, 2002. - 246 p. http://www.transpress.transneft.m/u/section_file/173422/book12-15.pdf.

117. Kaplan, E.L. Nonparametric estimation from incomplete observations / E.L. Kaplan, P. Meier // Journal of American Statistical Association. - 1958. -p. 457-481.

118. Weibull, W. A Statistical distribution function of wide applicability // J. Appl. Mech. - 1951. - V. 18. - № 9. - p. 293-297.

ПРИЛОЖЕНИЕ А - МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ И ПОДПОРНЫХ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

В данном приложении кратко описана методика измерения КПД МНА и

МН.

КПД МНА, МН и ЭД определяются соответственно по формулам 2.1 - 2.3.

Определение мощности, потребляемой насосным агрегатом из электросети.

В настоящее время на действующих НППС существует не менее 4-ех способов определения мощности, потребляемой МНА (Ж):

- показания системы СДКУ (погрешность измерения отсутствует в связи с тем, что данные системы не являются средствами измерений, запрещено использование при определении КПД);

- показания системы АСТУЭ (погрешность измерения отсутствует в связи с тем, что данные системы не являются средствами измерений, запрещено использование при определении КПД);

- счетчик электрической энергии, установленный в закрытом распределительном устройстве (погрешность измерений 0,5 %);

- портативный измеритель количества и качества электроэнергии, подключаемый параллельно счетчику (погрешность измерений 0,4 %).

Статистические данные, представленные в данной работе, основаны на измерении мощности, потребляемой МНА из сети, при помощи счетчиков электрической энергии и портативных измерителей количества и качества электроэнергии.

Определение мощности, потребляемой насосом.

В рамках написания диссертационной работы проведена апробация датчика измерения крутящего момента при выполнении работ по определению мощности,

потребляемой насосом (Имн) (погрешность измерений 0,2 %) и при помощи расчетного метода. Результаты расчетов согласно данных методов показали сходимость (разброс значений не более 0,5 %).

Вследствие чего принят следующий постулат: КПД ЭД является практически постоянной величиной (разброс значений не более 0,5 %) и не зависит от влияния процесса деградации в интервале наработки ЭД от 0 до 60000 ч. Отмечу, что данное утверждение справедливо только при работе электродвигателя в диапазоне от 0,5 до 1 от номинальной мощности. Следовательно, в данной работе значение КПД МН определялось по формуле [33, 79]:

. (А1)

Лэд ™

Определение полезной мощности и коэффициента полезного действия

насосного агрегата

Основная проблема определения полезной мощности - это определение фактической подачи МНА. На действующих НППС фактическое значение подачи МНА возможно определить следующими способами:

- мгновенные показания СИКН (погрешность измерений 0,15 %, но на практике определялись пиковые значения, могут отличаться до 2 %);

- усредненные показания СИКН (погрешность измерений 0,15 %);

- ультразвуковые расходомеры и расходомеры «оперативного» учета (погрешность измерений 0,25 %, в связи с высокими требованиями по установке запрещено использование данных приборов при проведении замеров КПД);

- по изменению объема нефтепродуктов в резервуарах (при отсутствии системы СКУТ данный метод имеет основной недостаток - наличие человеческого фактора).

При определении КПД МН значения фактической подачи определялись по осредненным показаниям СИКН.

Полезная мощность МНА ( МП0Л) в кВт рассчитывалась по формуле:

где р - плотность перекачиваемого нефтепродукта, определенная с помощью автоматического плотномера, установленного в системе измерения количества и показателей качества нефтепродуктов (СИКН) НППС, а при ее отсутствии с помощью ареометра, кг/м3; Q - фактическая подача насоса, м 3 / ч; Н - напор насоса, м.

Напор насоса определяется по формуле:

н = Цщ^й. + (2вш _ ,вх) + 01°827. (_2_)2. _ , (а.3)

где Рвых _ Рвх - разность давлений на выходе и входе МНА, МПа;

%вых _ %вх - разность высотных отметок в месте установки датчиков отбора

давления, м;

Свых> СВХ - диаметр технологических трубопроводов врезки датчиков отбора давления (в 90% случаев с1вьх _ с1вх = 0 ), м.

Требования по обеспечению работ.

Давление для оценки напора насоса определяется по штатным первичным преобразователям системы контроля давления или по показаниям образцовых манометров, датчиков давления на входе и выходе насоса.

Фактическая плотность нефтепродуктов определяется с помощью ареометра в лаборатории НППС.

Измерения параметров проводятся только при стационарном (установившемся) режиме перекачки и отсутствии перетока нефтепродуктов через обратный клапан. Также на участке МНПП (от одного резервуарного парка до другого) должны отсутствовать подкачки и откачки нефтепродуктов.

Контроль стационарности режима осуществляется по подаче (при возможности непосредственного измерения) или по давлению на входе и выходе

насосного агрегата. Колебания контролируемого параметра не должны превышать 3 % от среднего значения в течение 1 ч. Также необходимо проводить контроль качества потребляемой электрической энергии. Колебания силы тока не должно превышать более 3 % от среднего значения в течение эксперимента.

Из расчетов должны быть исключены значения текущих параметров, измеренные при любых технологических переключениях в пределах технологического участка, в том числе:

- при запуске или остановке контролируемого насосного агрегата или соседних с ним агрегатов НППС;

- при переключении измерительных линий на узлах учета нефтепродуктов.

В каждом режиме измерение параметров выполняется трижды. Расчет фактических эксплуатационных параметров (напора, КПД) необходимо выполнять по среднеарифметическому значению.

В статистику рабочих характеристик не берутся значения, полученные при определении КПД агрегата, работающего первым по потоку при двух или трех работающих агрегатах. В данном случае для замера КПД необходимо обеспечить работу агрегата вторым или третьим по потоку или обеспечить работу МНПП в режиме одного агрегата.

Используемые средства измерений должны быть внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и иметь действующие отметки о поверке. В таблице А.1 приведены минимальные требования к приборам измерений.

Таблица А.1 - Перечень средств измерений, применяемые при определении КПД насосных агрегатов и требования к их метрологическим характеристикам

Наименование показателя Тип средства измерения Погрешность измерения не более, %

Давление на входе и выходе насоса Преобразователь разности давления, 8Рпх, 8Рпых 0,5

Наименование показателя Тип средства измерения Погрешность измерения не более, %

Подача насоса СИКН, 8 £ Расходомер оперативного учета, Коммерческая система измерении массы в резервуаре по изменению уровня взлива, 8 £ 0,15 0,5 0,6

Мощность Счетчик в ячейке закрытого распределительного устройства, 81УЭ 0,5

Портативный измеритель количества и качества электроэнергии, 8]А/Э 0,4

Датчик крутящего момента на валах насоса и электродвигателя («моментомер»), 8\¥м 0,2

Погрешность определения КПД МН

Погрешность определения КПД по расчетному методу определяется по формуле (мощность определяется по счетчику электрической энергии ЗРУ, подача по осредненным показаниям СИКН, КПД ЭД применяется согласно паспорта):

А]мн = JS W2 + SQ2 + -)2 ■ (8Р2Ь1Х ■ Р2Ь1Х + SР2Ж ■ РЮ (А.4).

\ v'вых ' ВХ/

При использовании оборудования и приборов, приведенных в таблице А.1 погрешность составит: А Т]мн = 0 , 7 5 %.

Погрешность определения КПД по методу с использованием моментомера определяется по формуле (подача определяется по усредненным показаниям СИКН):

Л]мн = J8 + 8а2 + (¡т^)2 . ( 8Р1ьх ■ Р1ьх + 5 Р2х" Р|х) (А.5).

При использовании оборудования и приборов, приведенных в таблице А.1 погрешность составит: Л т]мн = 0 , 5 9 % .

ПРИЛОЖЕНИЕ Б - ПРИМЕР СТАТИСТИКИ ЗНАЧЕНИЙ НАПОРОВ И КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ

В таблицах Б.1-Б.6 приложения Б приведен пример статистики значений напоров и КПД 10 единиц МН НМ1250х260 (диаметр колеса 440мм) и ЭД СТД-1250, имеющих различные значения наработки. Вычисления значений КПД проводились при следующих условиях:

- подачи насоса - ^ = 1000 м3/ч, д2=1100 м3/ч, д3=1200 м3/ч;

-5

- плотность перекачиваемого НП при 20 °С - р=860 кг/м .

Таблица Б.1 - Значение напора МН НМ1250х260 на режиме (/Р = 1) работы

2

насоса д1 =1000 м /ч (/= 1... г, где г=10)

Номер периода СР, СР Значения напора МН НМ 1250х260 на интервалах СР и значение дисперсии, м

ттО-СР) ИГ,н нГ,н ттО-СР) ИГ,к нГ,к

1 283; 282; 281; 280; 280; 280; 280; 279; 279;278 1,96 282,5; 281,5; 280,5; 279,5; 279,5; 279,5; 279,5; 278,5; 278,5; 278 1,7625

2 282,9; 281,9; 280,9; 279,9; 279,9; 279,9; 279,9; 278,9; 278,9; 278 1,9169 281,9; 280,9; 279,9; 278,9; 278,9; 278,9; 278,9; 277,9; 277,9; 277 1,9169

3 282,6; 281,6; 280,6; 279,6; 279,6; 279,6; 279,6; 278,6; 278,6; 278 1,7984 281,1; 280,1; 279,1; 278,1; 278,1; 278,1; 278,1; 277,1; 277,1; 277 1,6369

4 282; 281; 280; 279; 279; 279; 279; 278; 278; 277 1,96 280; 279; 278; 277; 277; 277; 277; 276; 276; 276 1,61

5 281; 280; 279; 278; 278; 278; 278; 277; 277; 276 1,96 278,5; 277,5; 276,5; 275,5; 275,5; 275,5; 275,5; 274,5; 274,5; 274 1,7625

Номер периода СР, СР Значения напора МН НМ 1250х260 на интервалах СР и значение дисперсии, м

ттО-СР) ИГ,н н/,н ттО-СР) ИГ,к нГ,к

6 282,5; 281,5; 280,5; 279,5; 279,5; 279,5; 279,5; 278,5; 278,5; 278 1,7625 281,5; 280,5; 279,5; 278,5; 278,5; 278,5; 278,5; 277,5; 277,5; 277 1,7625

7 282,4; 281,4; 280,4; 279,4; 279,4; 279,4; 279,4; 278,4; 278,4; 278 1,7284 280,9; 279,9; 278,9; 277,9; 277,9; 277,9; 277,9; 276,9; 276,9; 276 1,9169

8 282,1; 281,1; 280,1; 279,1; 279,1; 279,1; 279,1; 278,1; 278,1; 278 1,6369 280,1; 279,1; 278,1; 277,1; 277,1; 277,1; 277,1; 276,1; 276,1; 27 1,6369

9 281,5; 280,5; 279,5; 278,5; 278,5; 278,5; 278,5; 277,5; 277,5; 277 1,7625 279; 278; 277; 276; 276; 276; 276; 275; 275; 275 1,61

10 280,7; 279,7; 278,7; 277,7; 277,7; 277,7; 277,7; 276,7; 276,7; 276 1,8361 277,7; 276,7; 275,7; 274,7; 274,7; 274,7; 274,7; 273,7; 273,7; 273 1,8361

Таблица Б.2 - Значение КПД МН НМ1250х260 на режиме (/Р = 1) работы насоса

(21=1000 м3/ч

Номер периода СР, /ср Значения КПД МН НМ 1250х260 на интервалах СР и значение дисперсии, %

0ср) Ч/.Н (¿ср)

1 80,7; 80,7; 80,7; 80,6; 80,6; 80,6; 80,5; 80,4; 80,4; 80,3 0,0185 80,61; 80,6; 80,6; 80,5; 80,5; 80,5; 80,4; 80,3; 80,3; 80,2 0,018809

Номер Значения КПД МН НМ 1250х260 на интервалах СР и значение

периода СР, юр дисперсии, %

0ср) Ч/.Н (¿ср) Т1/,к

80,6; 80,6; 80,6; 80,5; 80,3; 80,3; 80,3;

2 80,5; 80,5; 80,4; 80,3; 80,3; 80,2 0,018809 80,2; 80,2; 80,2; 80,1; 80; 80; 79,9 0,0185

80,5; 80,4; 80,5; 80,4; 79,9; 79,8; 79,9;

3 80,4; 80,4; 80,3; 80,2; 80,2; 80,1 0,016729 79,8; 79,8; 79,8; 79,7; 79,6; 79,6; 79,5 0,0164

80,3; 80,2; 80,3; 80,2; 79,21; 79,2; 79,3;

4 80,2; 80,2; 80,1; 80; 80; 79,9 0,0164 79,2; 79,2; 79,2; 79,1; 79; 79; 78,9 0,014249

79,91; 79,8; 79,9; 79,8; 78,4; 78,3; 78,4;

5 79,8; 79,8; 79,7; 79,6; 79,6; 79,5 0,016729 78,3; 78,3; 78,3; 78,2; 78,1; 78,1; 78 0,0164

80,51; 80,5; 80,5; 80,4; 80,3; 80,3; 80,3;

6 80,4; 80,4; 80,3; 80,2; 80,2; 80,1 0,018809 80,2; 80,2; 80,2; 80,1; 80; 80; 79,9 0,0185

80,4; 80,4; 80,4; 80,3; 79,91; 79,9; 79,9;

7 80,3; 80,3; 80,2; 80,1; 80,1; 80,5 0,016 79,8; 79,8; 79,8; 79,7; 79,6; 79,6; 80 0,016209

80,21; 80,3; 80,3; 80,2; 79,3; 79,4; 79,4;

8 80,2; 80,2; 80,1; 80; 80; 80,4 0,014929 79,3; 79,3; 79,3; 79,2; 79,1; 79,1; 79,5 0,0149

80; 80,1; 80,1; 80; 80; 78,61; 78,7; 78,7;

9 80; 79,9; 79,8; 79,8; 80,2 0,0149 78,6; 78,6; 78,6; 78,5; 78,4; 78,4; 78,8 0,014929

79,65; 79,7; 79,7; 79,6; 77,25; 77,3; 77,3;

10 79,6; 79,6; 79,5; 79,4; 79,4; 79,8 0,015225 77,2; 77,2; 77,2; 77,1; 77; 77; 77,4 0,015225

Таблица Б.3 - Значение напора МН НМ1250х260 на режиме (/Р = 2) работы

2

насоса =1100 м /ч

Номер периода СР, СР Значения напора МН НМ 1250x260 на интервалах СР и значение дисперсии, м

ттО-СР) ИГ,н нГ,н иО-ср) ИГ,к нГ,к

1 275; 274; 273; 272; 272; 272; 272; 271; 271; 270 1,96 274,5; 273,5; 272,5; 271,5; 271,5; 271,5; 271,5; 270,5; 270,5; 270 1,7625

2 274,9; 273,9; 272,9; 271,9; 271,9; 271,9; 271,9; 270,9; 270,9; 270 1,9169 273,9; 272,9; 271,9; 270,9; 270,9; 270,9; 270,9; 269,9; 269,9; 269 1,9169

3 274,6; 273,6; 272,6; 271,6; 271,6; 271,6; 271,6; 270,6; 270,6; 270 1,7984 273,1; 272,1; 271,1; 270,1; 270,1; 270,1; 270,1; 269,1; 269,1; 269 1,6369

4 274; 273; 272; 271; 271; 271; 271; 270; 270;270 1,61 272; 271; 270; 269; 269; 269; 269; 268; 268; 267 1,96

5 273; 272; 271; 270; 270; 270; 270; 269; 269; 269 1,61 270,5; 269,5; 268,5; 267,5; 267,5; 267,5; 267,5; 266,5; 266,5; 266 1,7625

6 274,5; 273,5; 272,5; 271,5; 271,5; 271,5; 271,5; 270,5; 270,5; 270 1,7625 273,5; 272,5; 271,5; 270,5; 270,5; 270,5; 270,5; 269,5; 269,5; 269 1,7625

7 274,4; 273,4; 272,4; 271,4; 271,4; 271,4; 271,4; 270,4; 270,4; 270 1,7284 272,9; 271,9; 270,9; 269,9; 269,9; 269,9; 269,9; 268,9; 268,9; 268,9 1,61

8 274,1; 273,1; 272,1; 271,1; 271,1; 271,1; 271,1; 270,1; 270,1; 270 1,6369 272,1; 271,1; 270,1; 269,1; 269,1; 269,1; 269,1; 268,1; 268,1; 268 1,6369

Номер периода СР, СР Значения напора МН НМ 1250х260 на интервалах СР и значение дисперсии, м

ттО-СР) ИГ,н н/,н ттО-СР) ИГ,к нГ,к

9 273,5; 272,5; 271,5; 270,5; 270,5; 270,5; 270,5; 269,5; 269,5; 269 1,7625 271; 270; 269; 268; 268; 268; 268; 267; 267; 266 1,96

10 272,7; 271,7; 270,7; 269,7; 269,7; 269,7; 269,7; 268,7; 268,7; 268 1,8361 269,7; 268,7; 267,7; 266,7; 266,7; 266,7; 266,7; 265,7; 265,7; 265 1,8361

Таблица Б.4 - Значение КПД МН НМ1250х260 на режиме (/Р = 2) работы насоса

д2=1100 м3/ч

Номер периода СР, /ср Значения КПД МН НМ 1250х260 на интервалах СР и значение дисперсии, %

0ср) т1/,н (¿ср) т1/,к

1 81,2; 81,2; 81,2; 81,1; 81,1; 81,1; 81; 80,9; 80,9; 81,7 0,0464 81,11; 81,1; 81,1; 81; 81; 81; 80,9; 80,8; 80,8; 81,8 0,072489

2 81,1; 81,1; 81,1; 81; 81; 81; 80,9; 80,8; 80,8; 81,4 0,027769 80,8; 80,8; 80,8; 80,7; 80,7; 80,7; 80,6; 80,5; 80,5; 81,2 0,0361

3 81,0; 80,9; 81; 80,9; 80,9; 80,9; 80,8; 80,7; 80,7; 81,4 0,035769 80,4; 80,3; 80,4; 80,3; 80,3; 80,3; 80,2; 80,1; 80,1; 80,5 0,0149

4 80,8; 80,7; 80,8; 80,7; 80,7; 80,7; 80,6; 80,5; 80,5; 80,5 0,0125 79,71; 79,7; 79,8; 79,7; 79,7; 79,7; 79,6; 79,5; 79,5; 79,4 0,014249

5 80,41; 80,3; 80,4; 80,3; 80,3; 80,3; 80,2; 80,1; 80,1; 79,8 0,029969 78,9; 78,8; 78,9; 78,8; 78,8; 78,8; 78,7; 78,6; 78,6; 78,2 0,0389

6 81,01; 81; 81; 80,9; 80,9; 80,9; 80,8; 80,7; 80,7; 80,8 0,012369 80,8; 80,8; 80,8; 80,7; 80,7; 80,7; 80,6; 80,5; 80,5; 80,8 0,0129

Номер периода СР, СР Значения КПД МН НМ 1250x260 на интервалах СР и значение дисперсии, %

0ср) Т1/,н (¿ср) т1/,к

7 80,9; 80,9; 80,9; 80,8; 80,8; 80,8; 80,7; 80,6; 80,6; 80,8 0,0116 80,41; 80,4; 80,4; 80,3; 80,3; 80,3; 80,2; 80,1; 80,1; 80 0,018809

8 80,71; 80,8; 80,8; 80,7; 80,7; 80,7; 80,6; 80,5; 80,5; 80 0,050209 79,8; 79,9; 79,9; 79,8; 79,8; 79,8; 79,7; 79,6; 79,6; 79,2 0,0389

9 80,5; 80,6; 80,6; 80,5; 80,5; 80,5; 80,4; 80,3; 80,3; 79,4 0,1124 79,11; 79,2; 79,2; 79,1; 79,1; 79,1; 79; 78,9; 78,9; 78,3 0,063129

10 80,15; 80,2; 80,2; 80,1; 80,1; 80,1; 80; 79,9; 79,9; 79,1 0,095625 77,75; 77,8; 77,8; 77,7; 77,7; 77,7; 77,6; 77,5; 77,5; 77,6 0,011025

Таблица Б.5 - Значение напора МН НМ1250х260 на режиме (/Р = 3) работы

2

насоса ^^=1200 м /ч

Номер периода СР, 1Ср Значения напора МН НМ 1250x260 на интервалах СР и значение дисперсии, м

иО-ср) ИГ,н /у* иО-ср) ИГ,к №

1 265; 264; 263; 262; 262; 262; 262; 261; 261; 261 1,61 264,5; 263,5; 262,5; 261,5; 261,5; 261,5; 261,5; 260,5; 260,5; 260 1,7625

2 264,9; 263,9; 262,9; 261,9; 261,9; 261,9; 261,9; 260,9; 260,9; 260 1,9169 263,9; 262,9; 261,9; 260,9; 260,9; 260,9; 260,9; 259,9; 259,9; 259 1,9169

3 264,6; 263,6; 262,6; 261,6; 261,6; 261,6; 261,6; 260,6; 260,6; 260 1,7984 263,1; 262,1; 261,1; 260,1; 260,1; 260,1; 260,1; 259,1; 259,1; 259 1,6369

4 264; 263; 262; 261; 261; 261; 261; 260; 260; 260 1,61 262; 261; 260; 259; 259; 259; 259; 258; 258; 258 1,61

Номер периода СР, Ср Значения напора МН НМ 1250х260 на интервалах СР и значение дисперсии, м

тто-ср) ИГ,н /у* тто-ср) ИГ,к №

5 263; 262; 261; 260; 260; 260; 260; 259; 259; 259 1,61 260,5; 259,5; 258,5; 257,5; 257,5; 257,5; 257,5; 256,5; 256,5; 256 1,7625

6 264,5; 263,5; 262,5; 261,5; 261,5; 261,5; 261,5; 260,5; 260,5; 260 1,7625 263,5; 262,5; 261,5; 260,5; 260,5; 260,5; 260,5; 259,5; 259,5; 259 1,7625

7 264,4; 263,4; 262,4; 261,4; 261,4; 261,4; 261,4; 260,4; 260,4; 260 1,7284 262,9; 261,9; 260,9; 259,9; 259,9; 259,9; 259,9; 258,9; 258,9; 258,7 1,6656

8 264,1; 263,1; 262,1; 261,1; 261,1; 261,1; 261,1; 260,1; 260,1; 260 1,6369 262,1; 261,1; 260,1; 259,1; 259,1; 259,1; 259,1; 258,1; 258,1; 258 1,6369

9 263,5; 262,5; 261,5; 260,5; 260,5; 260,5; 260,5; 259,5; 259,5; 259 1,7625 261; 260; 259; 258; 258; 258; 258; 257; 257; 256 1,96

10 262,7; 261,7; 260,7; 259,7; 259,7; 259,7; 259,7; 258,7; 258,7; 258 1,8361 259,7; 258,7; 257,7; 256,7; 256,7; 256,7; 256,7; 255,7; 255,7; 255 1,8361

Таблица Б.6 - Значение КПД МН НМ1250х260 на режиме (/Р = 3) работы насоса

д3=1200 м3/ч

Номер периода СР, СР Значения КПД МН НМ 1250х260 на интервалах СР и значение дисперсии, %

Лкр) Лкр) '/.к 'г,к

1 80,7; 80,7; 80,7; 80,6; 80,6; 80,6; 80,5; 80,4; 80,4; 81 0,0276 80,61; 80,6; 80,6; 80,5; 80,5; 80,5; 80,4; 80,3; 80,3; 81,2 0,058609

Номер Значения КПД МН НМ 1250х260 на интервалах СР и значение

периода СР, СР дисперсии, %

Лкр) Лкр) '/.к °Лср) 'Г,к

80,61; 80,6; 80,6; 80,3; 80,3; 80,3;

2 80,5; 80,5; 80,5; 80,4; 80,3; 80,3; 81,1 0,046529 80,2; 80,2; 80,2; 80,1; 80; 80; 80,7 0,0361

80,51; 80,4; 80,5; 79,9; 79,8; 79,9;

3 80,4; 80,4; 80,4; 80,3; 80,2; 80,2; 80,7 0,020209 79,8; 79,8; 79,8; 79,7; 79,6; 79,6; 80,3 0,0356

80,3; 80,2; 80,3; 80,2; 79,21; 79,2; 79,3;

4 80,2; 80,2; 80,1; 80; 80; 80 0,0125 79,2; 79,2; 79,2; 79,1; 79; 79; 79 0,010529

79,91; 79,8; 79,9; 78,4; 78,3; 78,4;

5 79,8; 79,8; 79,8; 79,7; 79,6; 79,6; 79,4 0,022449 78,3; 78,3; 78,3; 78,2; 78,1; 78,1; 77,4 0,0776

80,51; 80,5; 80,5; 80,3; 80,3; 80,3;

6 80,4; 80,4; 80,4; 80,3; 80,2; 80,2; 80,3 0,012369 80,2; 80,2; 80,2; 80,1; 80; 80; 80,2 0,0116

80,4; 80,4; 80,4; 80,3; 79,91; 79,9; 79,9;

7 80,3; 80,3; 80,2; 80,1; 80,1; 80,4 0,0129 79,8; 79,8; 79,8; 79,7; 79,6; 79,6; 79,6 0,014689

80,21; 80,3; 80,3; 79,3; 79,4; 79,4;

8 80,2; 80,2; 80,2; 80,1; 80; 80; 79,5 0,050209 79,3; 79,3; 79,3; 79,2; 79,1; 79,1; 78,7 0,0389

80; 80,1; 80,1; 80; 80; 78,61; 78,7; 78,7;

9 80; 79,9; 79,8; 79,8; 78,9 0,1124 78,6; 78,6; 78,6; 78,5; 78,4; 78,4; 77,8 0,063129

79,65; 79,7; 79,7; 77,25; 77,3; 77,3;

10 79,6; 79,6; 79,6; 79,5; 79,4; 79,4; 78,6 0,095625 77,2; 77,2; 77,2; 77,1; 77; 77; 76,9 0,017225

ПРИЛОЖЕНИЕ В - ПРИМЕР СТАТИСТИКИ ОТКАЗОВ И ВЫНУЖДЕННЫХ ОСТАНОВОВ (ПЕРЕХОДОВ) МАГИСТРАЛЬНЫХ

НАСОСОВ НМ1250Х260

Пример статистики отказов и вынужденных остановов (переходов) МН НМ 1250x260 сгруппирован в вариационные ряды таблицы В.1.

Таблица В.1 - Вариационные ряды где ¿тр = 1 ■ ■ -кТр, кТР = 2 0 ,

пмн = 300 шт.

Номер Число

периода ТР МН, отказавших элементов, Значения вариационных рядов @т , ч. ' МН' мн

1ТР Шми, шт.

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

5 3 28825,29547, 29985

6 1 35147

7 2 40958, 41589

8 2 47602, 47675

9 3 52295, 53423, 53856

10 1 59883

11 1 65858

12 2 71978, 71986,

13 1 77968

14 7 83383, 83567, 83724, 83739, 83795, 83888, 83921

15 2 89873

16 1 95941

17 5 101645,101712, 101738, 101781, 101921

18 3 107800,107874, 107975

19 3 113867,113880, 113941

20 7 119579,119653, 119667, 119880, 119893, 119898, 119968

ПРИЛОЖЕНИЕ Г - ПРИМЕР СТАТИСТИКИ ОТКАЗОВ И ВЫНУЖДЕННЫХ ОСТАНОВОВ (ПЕРЕХОДОВ) ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

СТД-1250

Пример статистики отказов и вынужденных остановов (переходов) ЭД СТД-1250 сгруппирован в вариационные ряды таблицы Г.1.

Таблица Г.1 - Вариационные ряды QэдnэдmЭд, где ¿ТР = 1.. .кТР, кТР = 20 , пЭд = 3 00 шт.

Номер Число

периода ТР, отказавших элементов, Значения вариационных рядов Qэд%дtmэд, ч.

1ТР тэд, шт.

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 3 22987,23354,23684

5 3 28254, 28741, 29215

6 3 34220,34512,35486

7 4 40690,40986, 41659, 41747

8 2 47671,47978

9 3 53343,53546, 53959

10 3 59519,59546, 59858

11 3 64266,65124, 65643

12 4 71014, 71209, 71392, 71490

13 6 76507, 76515, 76585, 77177, 77494, 77771

14 5 83474, 83514, 83515, 83742, 83843

15 5 89572, 89729, 89764, 89790, 89981

16 4 95305, 95619, 95783,95835

17 7 101738, 101763, 101790, 101820, 101826, 101873, 101959

18 3 107785, 107855, 107871

19 5 113783,113851, 113886, 113892, 113924

20 7 119371,119391, 119417,119499,119829,119875, 119937

ПРИЛОЖЕНИЕ Д - РАСЧЕТ ЗАТРАТ НА ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСОВ

НМ1250Х260 И НМ1250Х400

Затраты на проведение работ СМН((то тР, СР) в рамках стратегий ППР МН в настоящее время включают: трудозатраты ( цМН ) и затраты на приобретение МТР (Р М Н ), и определяются выражением:

смн ,(то,тр,ср) = Ямн + рМН • (Д.1)

Трудозатраты qмн определяются по формуле:

где (Д.2)

гМН - стоимость нормо-часа работы персонала НППС или БПО при проведении

„т тыс . руб .

ремонта МН,-;

чел ■ ч

иМН - трудоемкость выполнения работ при проведении ремонта МН, чел ч.

Расчет трудозатрат на проведение обслуживания и ремонта МН НМ1250х260 приведены соответственно в таблицах Д.1 и Д.2.

Таблица Д.1 - Трудозатраты на проведение технического обслуживания и текущего ремонта МН НМ1250х260

Вид работ Вид персонала Стоимость нормо-часа ( л тьгс.руб. (г МН ) , чел ■ ч Трудоемкость выполнения работ (имн ) *, Сумма (цмн) , тыс. руб.

челч

ИТР 3,2 1 3,2

Техническое Рабочий 0,8 5 4

обслуживание персонал

Итого: 6 7,2

ИТР 3,2 2 6,4

Текущий ремонт Рабочий персонал 0,8 42 33,6

Итого: 44 40

Вид работ Вид персонала Стоимость нормо-часа ( л тьгс.руб. (мн ) , чел-ч Трудоемкость выполнения работ (имн ) *, челч Сумма (цмн) , тыс. руб.

Средний ремонт ИТР 3,2 10 32

Рабочий персонал 0,8 114 91,2

Итого: 124 123,2

* Трудоемкость выполнения работ взята на основании таблиц 1.4, 1.5, 1.6 и 1.9.

Затраты на приобретение МТР для проведения одного технического обслуживания и текущего ремонта МН НМ 1250х260 приведены в таблице Д.2.

Таблица Д.2 - Затраты на приобретение МТР для выполнения работ по

техническому обслуживанию и текущему ремонту

Наименование МТР Едини ца измер ения Количе ство Стоимость за единицу, тыс. руб. Норма расхода, шт. в год* Коэффи циент загрузки ** Сумма, тыс. руб.

Техническое обслуживание

Ветошь кг 1 8 - - 8

Итого: