ЗМІСТ

ВСТУП 2

1 Аналіз насосного агрегата ЦНС-180-1900

як об'єкта КОНТРОЛЮ та огляд і порівняння існуючих систем провідних фірм світу 4

1.1 Відцентрові насосні агрегати системи ППТ як об’єкт контролю 4

1.2 Основні діагностичні ознаки та особливості

діагностування ЦНС-180-1900 17

1.3 Порівняльні характеристики систем збору даних спектроаналізаторів провідних фірм світу 23

Висновки 35

ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ НА ДЖЕРЕЛА 36

Вступ

Сьогодні у жодного із спеціалістів, які займаються обслуговуванням обладнання, не викликає сумніву, що метод профілактичних ремонтів (система ППТ), який передбачає розбирання і заміну окремих вузлів устаткування після відпрацьовування призначеного ресурсу, недостатньо ефективний і призводить до економічних втрат, викликаних недовикористанням фактичних ресурсів окремих вузлів і агрегата в цілому. Крім того, зайві ремонти негативно позначаються на надійності механізмів, викликаючи потік посляремонтних відмов.

Більш ефективним є метод ремонту тих або інших агрегатів за їх фактичним станом, який визначається методами технічної діагностики.

Впровадження технічної діагностики в промисловість дозволяє проводити ремонт агрегатів за їх технічним станом, а також прогнозувати настання граничних технічних станів, що приводить до значного скорочення експлуатаційних витрат. Крім того, впровадження технічної діагностики дозволяє майже цілком ліквідувати число несподіваних відмов та аварій устаткування.

Слід зазначити, що контроль за станом технологічного устаткування умовно можна розділити на три способи :

- Моніторинг-контроль інтегральних вібраційних параметрів агрегату, таких як віброшвидкість чи вібропереміщення.

- Вібродіагностика за допомогою переносних систем, що дозволяють контролювати інтегральні параметри і визначати наявність і вид несправності, властивому конкретному агрегату у визначений часовий проміжок.

- Вібродіагностика агрегатів за допомогою стаціонарно встановлених систем, що дозволяють найбільше вірогідно визначати зміну технічного стану об'єкта, виявляти причину відхилень, у будь-який момент мати інформацію як про інтегральні параметри, так і про несправності, властиві цьому об'єкту.

Безсумнівно, перший спосіб контролю найпоширеніший на виробництві. Він вимагає невеликих матеріальних витрат, не вимагає навчання персоналу. З його допомогою в більшості випадків, при відсутності висококваліфікованих фахівців, можна лише оцінити можливість продовження роботи обстежуваного агрегату. Цей підхід надзвичайно корисний як перший етап контролю за устаткуванням.

Найбільш дорогими є стаціонарні системи. Їх необхідно використовувати на життєво важливих об'єктах, таких як: турбоагрегати, газові компресори, тощо. Питома вартість їх висока через те, що ці системи охоплюють невелику кількість об'єктів. При цьому постійно контролюються не тільки вібраційні характеристики, але і параметри технологічного контролю. Проводиться порівняння діагностичних характеристик з опорними, що характеризують нормальний стан агрегату, і визначення початкової стадії розвитку дефекту. Дослідження вібраційних характеристик у перехідних процесах на стадії пусків і зупинок дозволяє вибрати більш безпечні режими роботи, що зменшує імовірність появи дефектів. Цій меті може служити також спільний аналіз технологічних і вібраційних характеристик і розробка керуючих програм, оптимізуючих режими роботи агрегату. Проте все-таки, незважаючи на корисність такого роду систем, вони мають надмірність інформації, що найчастіше залишається незатребуваною. Окупність стаціонарних систем складає приблизно 5 років.

1 Аналіз насосного агрегата ЦНС-180-1900

як об'єкта КОНТРОЛЮ та огляд і порівняння існуючих систем провідних фірм світу

1.1 Відцентрові насосні агрегати системи ППТ як об’єкт контролю

Підтримка пластового тиску за рахунок накачування води в продуктивні пласти сьогодні є одним з основних способів розробки нафтових родовищ і інтенсифікації видобутку нафти.

Інтенсивність притоку пластової рідини в свердловину обумовлюється, в першу чергу тиском в пласті, який в процесі видобутку пластової рідини, чи газу падає. Відповідно, для інтенсифікації притоку рідини і газу необхідно забезпечити збереження пластового тиску. Звідси і виникнення методів підтримки пластового тиску, які знайшли широке використання в першу чергу в нафтогазовидобувній промисловості СНД. Метод підтримання пластового тиску шляхом законтурного чи внутріконтурного нагнітання води в пласт і метод комплексної розробки родовищ, що базується на ньому, вперше запропонований групою радянських вчених на чолі з А. П. Криловим, дозволив інтенсифікувати видобуток нафти і різко збільшити нафтовіддачу пластів.

Притік пластової рідини можна інтенсифікувати, а нафтовіддачу пласта збільшити відповідним впливом на пласт і пластову рідину з тим, щоб, з одного боку, фільтраційна характеристика колектора стала краща, а з іншої – щоб в’язкість рідини в пласті стала менша.

Для реалізації цього використовується велика кількість обладнання, споруд, машин, механізмів. Головні з цих видів сучасної техніки: обладнання для підтримки пластового тиску, чи для витіснення пластової рідини нагнітанням в пласт води, іноді газу; обладнання для прогріву пласта закачуванням в нього теплоносіїв – води, пари, чи для створення фронту внутріпластового горіння; обладнання для гідророзриву, для кислотної обробки пласта; для обробки води, що закачується в пласт, хімреагентами.

Підтримка пластового тиску забезпечується закачуванням в пласт черз систему нагнітальних свердловин різних рідин чи газу. Для цього використовується комплекс обладнання, який складається з системи водозабору, водопідготовки і розподілу насосних станцій і комунікацій.

Перераховане обладнання повинно володіти достатньо гнучкою характеристикою і параметрами, що забезпечують закачування в пласт рідини при подачах і тисках, які змінюються в часі, при фронті руху витісняючої рідини, що переміщується в продуктивному пласті.

Очищена і оброблена вода направляється з резервуарів до насосних станцій – стаціонарних і блочних.

Кущові насосні станції (КНС) з’єднані з живильним трубопроводом 3 (рис 1.1), який може бути кільцевим і опоясувати родовище, чи його частину, або лінійним. Від КНС рідина під тиском направляється до нагнітальних свердловин 1, зокрема по мірі розробки видобуваючі свердловини 2 переводяться в нагнітальні. При цьому відповідно видозмінюється і схема нагнітальних трубопроводів.

Блочна кустова станція (рис. 1.2) складається з ряду блоків: насосних, управління, електроапаратури, розподілюючого і побутового. Вода з магістрального трубопроводу подається в резервуари