То и р системы сглаживания давления волн давления.

Контроль работоспособности системы сглаживания волн давления

Оценка работоспособности системы сглаживания волн давления (СГВД) осуществляется согласно инструкциям заводов-изготовителей, кроме того, проводится контроль уровня жидкости в разделительной емкости, а также контроль исправности клапанов сброса нефти и подпорного устройства, обеспечивающего прижатие втулок клапанов в закрытом положении.

Если режим работы нефтепровода и другие условия транспорта нефти не изменяются, а уровень нефти в емкости сброса и гашения ударной волны (манифольде) повышается, то необходимо проверить работоспособность клапана сброса нефти. Причиной неисправности клапана могут быть:

· разрыв камеры (втулки) клапана;

· разрыв диафрагмы аккумулятора;

· уменьшение объема разделительной жидкости (утечки этиленгликоля);

· чрезмерный приток воздуха (газа) в аккумуляторе.

· Признаками неработоспособности СГВД являются:

· уменьшение объема воздуха в системе из-за порыва диафрагм разделительного сосуда и негерметичности воздушных линий и арматуры;

· протечка воздуха через контрольные отверстия;

· отсутствие гарантированного прижатия диафрагм клапанов подпорным устройством;

· засорение фильтров перепускных клапанов;

· отказы в работе насоса системы заправки разделительной жидкостью и компрессора заполнения воздушной полости приемного бака.

По результатам контроля работоспособного состояния система сглаживания волн давления выводится в ремонт (текущий или капитальный).

Типовой объем работ по техническому обслуживанию

В объем ТО входят осмотр установки для проверки возможных утечек жидкости, воздуха (газа) и уровня жидкости в разделительном блоке; устранение обнаруженных при осмотре дефектов, не требующих переключения технологических установок; контроль герметичности дросселирующего клапана, внешний осмотр насосов откачки, контроль герметичности соединений трубопроводов, емкостей, вентилей, кранов, клапанов.

Типовой объем работ при текущем ремонте

При текущем ремонте системы сглаживания волн давления проводятся все операции ТО, а также устраняются все течи в технологических узлах, емкостях, задвижках, воздухопроводах; проводится ремонт или замена неисправных клапанов, пузыря аккумулятора, вентилей; ремонт насоса (компрессора); промывка огневых предохранителей; очистка отстойника раздели тельной емкости от механических примесей.

Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте осуществляются все операции текущего ремонта, а также проводятся обследование состояния емкостей сброса и гашения ударной волны, клапанов сброса нефти; обследование и чистка аккумуляторов, разделительного бака, дросселирующего и шарового клапанов, шаровых вентилей, клапана переключения; ремонт насоса (компрессора) раз делительной системы; замена, в случае необходимости, игольчатых вентилей и обратных клапанов; замена огневых предо хранителей; чистка наружных поверхностей с последующей окраской; проверка срабатывания устройства гашения при имитации внезапного отключения магистральных насосных агрегатов.

По завершению ремонта и испытаний осуществляется настройка дросселирующего клапана (регулятора давления) для каждого отдельного типа ССВД согласно руководству (инструкции) по настройке системы на крутизну повышения давления при помощи регулятора положения дросселирующего клапана (регулятора давления).

Работоспособность системы после ремонта отслеживается системой автоматики НПС, которая обеспечивает контроль уровня нефти в емкости сброса ударной волны и откачку нефти из емкости в нефтепровод. При достижении предельного максимального уровня нефти в емкости сброса ударной волны должен автоматически включаться насос откачки, а при понижении уровня нефти до 200 мм выше приемного патрубка - отключаться.

Техническое обслуживание и ремонт пылеуловителей.

Типовой объем работ то техническому обслуживанию

В процессе эксплуатации ведут эксплуатационный формуляр пылеуловителя.

В процессе работы пылеуловителя обслуживающий персонаж

проверяет

· исправность арматуры, КИША и предохранительных устройств;

· соблюдает режим работы аппарата;

· регистрирует работу аппарата в вахтенном журнале расхода газа, давления, температуры, перепада давления и количества продувок;

· обеспечивают автоматический сброс жидкости и мехпримесей из нижней части аппарата;

· производят продувку нижней части аппарата через дренажный трубопровод;

· следит за работой системы обогрева аппарата, трубопроводов, арматуры.

ПриТО все обнаруженные неисправности фиксируются в журнале дефектов основного и вспомогательного оборудования, и устраняться в возможно короткий срок. Каждому включению аппарата после остановки и освобождения от продуктов производства предшествует продувка инертным газом. В случае образования ледяных гага гадратных пробок производится разогрев паром или горячей водой. Разогрев открытым огнём запрещается. Производят замер толщин неразрушающим методом контроля для контроля за скоростью коррозии элементов ПУ.

НУ подвергают техническому освидетельствованию (внутреннему осмотру и гидравлическому испытанию) до пуска в работу периодически в процессе эксплуатации и досрочно. ПУ не реже 1 раза в год вскрывают и полностью очищают, от жидкости и мехпримесей. В случае небходимости ремонтируют.

Типовой объем работ по текущему ремонту

проводят все работы, входящие в технический осмотр;

проверяют и производят затяжку всех резьбовых соединений аппаратов;

разбирают узлы, с последующей заменой и ремонтом деталей, срок службы которых истек.

Типовой объем работ во среднему ремонту

проводят все работы, входящие в текущий ремонт;

при перепаде давления на батарее циклонных элементов более 0,6 кгс/см², производят чистку циклонов.

Типовой объем работ по капитальному ремонту

КР ПУ состоит в определенном увеличении ресурса, когда эксплуатационные параметры установки восстанавливаются до расчетных. Капитальный ремонт заключается в полной разборке и дефектации, в проверке, замене и ремонте всех составных частей ПУ, сборке, регулировании и комплексном испытании. Для отключения аппаратов используются краны с ручным приводом. Предохранительные клапаны на аппаратах не предусматриваются.

Капитальный ремонт гпа.

Капитальный ремонт - комплекс ремонтных работ, включающий в себя полную разборку и дефектоскопию основного и вспомогательного оборудования ГПА, замену отработавших заводской ресурс или ремонт отработавших по техническим условиям составных частей, в том числе и базовых, регулировку и испытание систем, выполнение работ по восстановлению эксплуатационных характеристик агрегата при падении номинальной мощности более 25%.

выполняют через 10-12 лет работы установки. При этом производят следующие работы: полностью разби­рают турбину и заменяют износившиеся детали, заменяют износи­вшиеся лопатки турбин и осевого компрессора, балансируют роторы, заменяют износившиеся узлы и детали элементов регулирования и запорную арматуру, ремонтируют маслосистему, систему охла­ждения и камеру сгорания, проверяют и ремонтируют пружинные опоры воздуховодов и газоходов, восстанавливают теплоизоляцию на газоходах и воздуховодах, ремонт турбодетандера.

РЕМОНТ КОРПУСОВ

Наиболее существенный дефект, встречающийся при ремонте корпусов, — коробление фланцев горизонтального разъема цилиндров. Устранение этого дефекта достигается шабровкой, шлифовкой и притиркой разъемов. Трещины, раковину или пористость разделать под сварку путем вырубки зубилом, высверливания или наждачным кругом. Разделанное место заварить по специально разработанной технологии для каждого конкретного случая. Сварка металла производится слоями.

Ремонт зубчатых муфт

При ремонте зубчатых муфт тщательно устраняют все неисправности, обнаруженные при дефектовке. Все забоины и заусеницы на торцовых поверхностях коронок, незначительные царапины на болтах и в отверстиях зачистить бархатным напильником, оселком, мелкой шлифовальной шкуркой. При наличии значительных повреждений на болтах и в отверстиях необходимо отверстия развернуть разверткой до выведения задоров, а болты заменить на новые соответствующего диаметра.

Ремонт подшипников

Мелкие раковины и пористости на нерабочей поверхности баббитовой заливки вкладыша устраняются пайкой. Для этого место под пайку необходимо вырубить и обезжирить. После подогрева вкладыша с обратной стороны до 130—150°С дефектные места протравить и запаять. Место пайки после остывания уплотнить легкими ударами молотка через медную выколотку, запилить круглым напильником и пришабрить половину вкладыша по шейке вала.

Ремонт камеры сгорания

Ремонт камеры сгорания сводится в основном к ремонту или замене поврежденных жаровых узлов и донабивке теплоизоляции. В случае обнаружения на деталях камеры сгорания трещин необходимо определить границы трещин и по концам их засверлить отверстия 05—6 мм. Сделать разделку металла под сварку и трещины заварить. После заварки сварочный шов обязательно очищают от окалины и сварочного грата, которые при работе турбоагрегата, попадая в приточную часть, вызывают повреждения лопаточного аппарата турбины.

Ремонт маслосистемы

Под ремонтом маслосистемы подразумевается ремонт маслобака, маслоохладителей, пускового и резервного маслонасосов, насосов уплотнения, запорной арматуры (вентили, краны, задвижки, обратные клапаны), маслопроводов регулирования, смазки и уплотнения, сливных трубопроводов, инжекторов.

Центровка роторов

Газовые турбины центруются для получения правильного взаимного расположения роторов, а также правильного положения роторов в цилиндрах. Под правильным взаимным расположением роторов понимают такое, при котором в рабочем состоянии оси роторов располагаются на одной прямой линии. Центровку агрегата проверяют по положению полумуфт, насаженных на смежные концы центрируемых роторов.

Текущий ремонт гпа

Текущий ремонт - это минимальный вид ремонта, при котором заменяются или восстанавливаются быстро изнашивающиеся части и детали оборудования, устраняются дефекты и регулируются механизмы для гарантированного обеспечения работоспособности агрегата до очередного планового ремонта.

Производят через 7000 ч работы и выполняют при этом следующие операции: вскрывают и проверяют зазоры всех подшипников, турбодетандера, главного маслонасоса, расцешюго устройства; проверяют осевой разбег роторов, состояние зубчатых муфт и центровку роторов; вскрывают редуктор и проверяют состояние подшипников и зацепление зубчатой пары; вскрывают нагнетатель и его подшипники; проверяют центровку вала нагнетателя с валом редуктора; разбирают и проверяют все детали пускового маслонасоса; осматривают регенератор; очищают фильтр Рекка; проверяют на герметичность трубопроводную арматуру; разбирают узлы регулирования и подпшифовывают золотники, буксы и другие детали узлов регулирования.

Капитальный ремонт нм.

Чем качественнее выполняют текущий и средний ремонт, чем выше техническая культура эксплуатации оборудования, тем дольше оно работает без капитального ремонта.

Примерный срок, через который требуется капитальный ремонт центробежных насосов, колеблется в пределах 10000-25000 ч.Содержание и объем капитального ремонта устанавливают на основе определения степени износа отдельных деталей. В объем капиталь­ного ремонта могут входить следующие работы: полная разборка агрегата, определение дефектов всех деталей, восстановление изно­шенных деталей до номинальных размеров или замена их новыми, обточка шеек роторов насоса, перезаливка вкладышей подшипников скольжения или замена всех подшипников качения, шлифовка или замена защитных гильз, замена рабочих колес, динамическая балансировка ротора насоса, сборка и обкатка насоса.

Контроль наличия и качества смазки в зубчатых муфтах, при необходимости, замена смазки. Проверка состояния подшипников, измерение радиальных зазоров между валом и вкладышем подшипников, натяга крышек радиально-упорного подшипника и подшипника скольжения, при необходимости, замена. Замена торцовых уплотнений (в сборе). Контроль технического состояния лопаток, дисков рабочего колеса, а также сборочных единиц (при необходимости ремонт или замена). Восстановление антикоррозионных покрытий и окраски. Обследование состояния фундамента на отсутствие трещин, определение величины его осадки, проверка состояния анкерных (фундаментных) болтов и степени их затяжки. Замена анкерных болтов (в случае демонтажа корпуса) при необходимости. Дефектация деталей резьбовых соединений, при необходимости замена болтов, шпилек и гаек со смятой или сорванной резьбой. Гидравлическое испытание на прочность, плотность и герметичность совместно с технологической обвязкой давлением 1,25 Рраб. Капитальный ремонт выполняют за счет средств, которые спе­циально образуются из ежегодных амортизационных отчислений.

Текущий ремонт нм

Текущий ремонт производят через 700-750 ч работы агрегата. При этом, кроме работ, предусмотренных плановым осмотром, выполняют следующие операции.

Полностью разбирают насос и тщательно осматривают его детали. Обо всех дефектах отмечают в журнале. Проверяют осевой разбег ротора в корпусе. До установки радиально-упорных подшипников осевой разбег составляет 8-10 мм. После их установки и затяжки (т.е. фиксации ротора) осевой люфт в пределах 0,1-0,2 мм. Зазор между деталями ротора и корпусом насоса должен быть 4-6 мм.

Для плоских уплотнительных колец нормальный радиальный зазор составляет 0,2-0,3 мм. При зазоре больше 0,4 мм уплотняющие кольца следует менять. Для остальных типов уплотнительных колец радиальный зазор зависит от диаметра входного отверстия рабочего колеса и температуры перекачиваемого продукта. Если величины радиального зазора меньше расчетных, может произойти заедание в уплотнительных кольцах.

Если насос имеет подшипники скольжения, проверяют конусность и эллиптичность шеек вала. При эллиптичности или конусности до 0,02-0,04 мм шейки валов обтачивают и шлифуют, а при больших значениях эллиптичности производят наплавку, затем обточку и шлифовку.

Текущий ремонт выполняет ремонтный персонал (бригада слесарей-ремонтников в составе четырех-пяти человек) насосной станции. Все затраты по текущему ремонту относят к средствам эксплуатации. При надлежащей организации текущий ремонт насосного агрегата занимает не более трех дней.

Визуальный контроль герметичности стыков крышки скорпусом, мест соединений с технологическими и

вспомогательными трубопроводами, уплотнений вала, места сопряжения корпуса вертикального подпорного насоса со стаканом. Проверка состояния фланцевых и резьбовых соединений. Проверка технического состояния муфты (затяжки болтовых соединений зубчатой или пластинчатой упругой муфт; упругих элементов пластинчатой муфты на наличие выпуклости; резиновых колец втулочно-пальцевой муфты на отсутствие расслоений и трещин. Контроль наличия и качества смазки в зубчатых муфтах, при необходимости, замена смазки. Проверка состояния подшипников, измерение радиальных зазоров между валом и вкладышем подшипников, натяга крышек радиально-упорного подшипника и подшипника скольжения, при необходимости, замена.