Корж В.В. Эксплуатация и ремонт оборудования насосных и компрессорных станций

Подождите немного. Документ загружается.

кармане 1 и по отводному трубопроводу 3 поступает в сигнализатор 4. В сигна-

лизаторе жидкость проходит через дроссельную шайбу 5, которая ограничивает

пропускную способность сигнализатора и препятствует быстрому выходу нефти

из него. За счёт этого уровень нефти в сигнализаторе поднимается и поднимает

магнитный поплавок 6, который замыкает герметичный контакт 7 - возбуждает-

ся электрический сигнал. Сигнал подаётся на вторичный прибор 8. Последний

останавливает насос по превышению размера утечек. Из сигнализатора 4 нефть,

пройдя дроссельную шайбу 5, попадает в трубопровод 2 и по нему - в ЕП-40.

Рис. 35. Принципиальная схема прибора OMUV

1 - карман утечек; 2 - трубопроводы утечек; 3 - отводной трубопровод;

4 - сигнализатор;

- дроссельная шайба; б - поплавок магнитный;

7 - геркон (герметичный контакт); 8 - вторичный прибор

2.5.8 Техническое обслуживание системы утечек

Техническое обслуживание системы утечек проводится согласно утвер-

жденного графика ППР.

Осмотр системы утечек дежурным персоналом проводится 2 раза в смену.

Результаты осмотров записываются в журнал.

При осмотре проверяется:

- герметичность запорной арматуры и ее положение "открыто-закрыто";

- герметичность трубопроводов, системы сбора и откачки утечек;

- уровень нефти в емкости сбора утечек.

Согласно утвержденного графика ППР, проводится промывка трубопро-

вода системы утечек от насосов до емкости утечек с оформлением актов.

При техническом обслуживании через каждые 6 месяцев трубопроводы

системы откачки утечек очищаются (пропариваются) от отложений грязи и па-

рафина, проверяется работоспособность обратных клапанов.

При осмотре откачивающих насосов 12 НА 9x4 проверяется исправность

насосов, состояние фундаментных болтов, соединения насоса с электродвигате-

лем, состояние торцевых уплотнений. При обнаружении неисправностей и пре-

дупреждения аварийной работы насосов дежурному персоналу надо отключить

насос и сообщить об этом инженеру УМРО для принятия неотложных решений.

При техническом обслуживании емкостей утечек проводится: проверка

герметичности разъемных соединений и целостности основного металла корпу-

са; подтяжка резьбовых соединений; замена прокладок при обнаружении течи;

составление дефектной ведомости.

Вопросы для самоконтроля

1. Назначение системы сбора откачки утечек.

2. Работа сигнализатора утечек СУН-1.

3. Устройство и работа сигнализатора утечек OMUY.

4. Техническое обслуживание системы утечек.

5. Техническое обслуживание откачивающего насоса 12НА9х4.

6. Расшифровка маркировки насоса 12НА9х4.

2.5.9 Техническое обслуживание и ремонт маслосистемы

Техническое обслуживание (ТО) представляет собой комплекс операций

по поддержке оборудования в исправном работоспособном состоянии в течение

его эксплуатации между очередными плановыми ремонтами.

В состав технического обслуживания входят работы, выполнение кото-

рых не требует остановки оборудования на длительное время, в частности: про-

верка работоспособности отдельных узлов и деталей, выполнение

регулировочных работ, замена при необходимости узлов и деталей, очистка и

смазка оборудования.

Техническое обслуживание подразделяется на ежесменное, периодиче-

ское и сезонное.

Ежесменное обслуживание выполняется эксплуатационным персоналом

и осуществляется в течение рабочей смены. В данный вид обслуживания вклю-

чаются операции, которые необходимо проводить на оборудовании с перио-

дичностью менее одних суток.

Периодическое обслуживание, осуществляется через промежутки време-

ни, продиктованные техническими особенностями оборудования, и выполняет-

ся в соответствии со сроками, установленными в документации по

эксплуатации оборудования. В состав операций периодического обслуживания

входят работы ежесменного обслуживания.

Сезонное техническое обслуживание производится для подготовки обору-

дования к очередному осенне-зимнему или весенне-летнему периоду эксплуата-

ции. Этот вид обслуживания включает в себя операции периодического

обслуживания и выполняется при очередном периодическом обслуживании.

Согласно РД-39-40-416-80 техническое обслуживание основных и под-

порных насосов НПА должно проводиться через каждые 800 часов наработки.

Трудоёмкость ТО для НМ-360-460 -н НМ-1250-260 - 3 чел.ч., для насосов НМ

большей производительности и для подпорных насосов - 4 чел.ч.

Применительно к насосам магистральных нефтепроводов ТО состоит

главным образом во внешнем осмотре насосов и проверке крепления насосного

агрегата, его отдельных узлов и элементов.

Ремонт - это комплекс операций по восстановлению работоспособности и

технико-экономических характеристик оборудования, а также по восстановле-

нию ресурса оборудования - времени безотказной работы до предельного со-

стояния оборудования.

За критерий предельного состояния принимаются значения технических

параметров оборудования, соответствующих нормам отработки.

Все плановые ремонтные работы составляют единую систему плано-

во-предупредительного ремонта (ППР). В рамках ПНР предусматривается

три вида ремонта: текущий, средний и капитальный ремонт.

Текущий ремонт - минимальный по объёму вид планового ремонта, при

котором нормальное эксплуатационное состояние оборудование до очередного

планового ремонта поддерживается за счёт выполнения регулировочных работ:

замены быстроизнашивающихся частей, остаточный ресурс которых не обеспе-

чивает оборудованию безотказной работы до следующего планового ремонта, и

восстановления деталей и сборочных единиц с низким показателем надёжности.

Текущий ремонт насосов магистральных нефтепроводов состоит: в раз-

борке насоса, осмотре составляющих его элементов, выявлении необходимости

замены или ремонта дефектных деталей, шлифовки и притирки пар трения тор-

цевых уплотнений, балансировки ротора при замене составляющих его деталей,

сборки и проверки крепления всех узлов и деталей.

Завершает текущий ремонт опрессовка насоса перекачиваемой жидко-

стью и опробование работы агрегата под нагрузкой - проверяется напор, по-

требляемая мощность, вибрация, температура подшипников и торцевых

уплотнений.

Периодичность выполнения текущего ремонта основных и подпорных

насосов по РД-39-30-4169-80 составляет 5600 часов наработки, средняя трудо-

ёмкость ремонта 48н-70 чел.ч. Нормативный срок простоя оборудования в те-

кущем ремонте 21н-49 часов.

Средний ремонт - вид планового ремонта, целью которого является вос-

становление основных параметров и характеристик оборудования. Данная цель

достигается путём капитального ремонта отдельных узлов, замены и восста-

новления значительного числа изношенных деталей оборудования.

В объём среднего ремонта входят все работы текущего ремонта. Для ос-

новных и подпорных насосов данный вид ремонта не предусмотрен.

Капитальный ремонт - наибольший по объёму вид планового ремонта.

Его назначение - полное восстановление всех технико-экономических показа-

телей оборудования. В ходе капитального ремонта проводится разборка обору-

дования в требуемом объёме (в том числе и полная) и дефектация всех его

деталей и узлов. По результатам дефектации детали заменяются или восстанав-

ливаются. При этом замене могут подлежать и базовые детали. Все изношен-

ные и выработавшие свой ресурс детали заменяются в обязательном порядке.

Капремонт для основных и подпорных насосов НПС выполняется с пе-

риодичностью в 28 тыс. часов, его продолжительность 30н-74 час. Трудоёмкость

капремонта для отмеченных насосов составляет 58н-107 чел.ч.

Оперативный контроль работоспособности оборудования системы смазки и

охлаждения осуществляется оператором НПС по показаниям на АРМ оператора.

В объем оперативного контроля входят: температура масла после охладите-

лей, давление масла «до» и «после» фильтров очистки, давление масла на подшип-

никах МНА, уровень масла в маслобаках, положение запорной арматуры, работа

маслонасосов, отсутствие течи масла по соединениям трубопроводов и оборудова-

ния маслосистемы. В объём работ по техническому ремонту входит устранение не-

исправностей без вмешательства в работу системы: наружный осмотр, очистка

наружных поверхностей от внешних загрязнений, ликвидация течей во фланцевых

и резьбовых соединений, проверка затяжки соединений.

При текущем ремонте выполняются все операции ТО, а также: разборка

маслонасоса, промывка, дефекация изношенных деталей и узлов; замена торце-

вых уплотнений; подтяжка фланцевых соединений; осмотр и, при необходимо-

сти, замена эластичных элементов соединительной муфты насосов, задвижек и

вентилей; при необходимости - пополнение масла; проверка срабатывания ав-

томатического включения резервного насоса, очистка маслофильтров.

Очистка фильтрующих элементов маслофильтров производится согласно

графику ППР или внепланово при достижении перепада давления масла на

входе и выходе маслофильтра 0,5 кг/см.

Очистка производится в следующем порядке:

- отсечение засорившийся маслофильтр запорной арматурой;

- демонтаж фильтрующего элемента;

- разборка фильтрующего элемента;

- промывка фильтрующего элемента бензином в условиях механической

мастерской с последующей просушкой;

- сборка маслофильтра.

Контроль качества масла производится раз в квартал с составлением про-

токола химического анализа.

Вопросы для самоконтроля

1. Что входит в понятие «техническое обслуживание»?

2. Какие виды технического обслуживания имеются на НПС?

3. Зачем нужно сезонное техническое обслуживание?

4. Какие задачи выполняет ремонт оборудования?

5. Какие виды ремонта составляют единую систему планово-предупреди-

тельного ремонта (ППР)?

6. Какие элементы обслуживания входят в текущий ремонт?

7. Какие работы входят в объем оперативного ремонта?

2.5.10 Технологические трубопроводы для системы маслоснабжения

Подача масла в подшипники магистральных агрегатов на насосных стан-

циях производится через систему маслопроводов, проложенных в насосном за-

ле и электрозале. Эта система относится к технологическим трубопроводам.

К технологическим относятся все трубопроводы на площадках насосных

и компрессорных станций, по которым транспортируется нефть, нефтепродук-

ты, газ, а также масло, пар, вода.

На перекачивающих станциях к технологическим относят также трубо-

проводы, соединяющие резерву арный парк, камеру фильтров и насосную меж-

ду собой и с магистральным трубопроводом, обвязку наосов.

Общая протяженность технологических трубопроводов на одной перека-

чивающей станции может достигать 10 км.

Технологические трубопроводы монтируют одним из двух способов: по

месту или укрупненными узлами и блоками.

Монтаж по месту заключается в том, что трубопровод собирают непо-

средственно на месте укладки. При этом используют простейшие такелажные

средства.

В случае монтажа укрупненными узлами и блоками выполняется их

предварительная сборка на специальных монтажных площадках.

При этом способе работы существенно ускоряются, так как предвари-

тельную сборку можно вест параллельно с общестроительными работами.

Отличительной особенностью технологических трубопроводов является

то, что значительная их часть прокладывается на опорах.

2.5.11 Воздушное охлаждение масла

Для охлаждения масла на насосных станциях используются различные

типы теплообменных аппаратов и схемы охлаждения.

Аппараты воздушного охлаждения (АВО) в настоящее время нашли ши-

рокое применение на всех типах станций газовой промышленности, нефтяной,

нефтеперерабатывающей и др. АВО включает следующие основные узлы и аг-

регаты: секции теплообменных труб, вентиляторы с приводом, диффузоры и

жалюзи, несущие конструкции, механизмы регулирования. Теплообменные

трубчатые секции состоят из: оребренных труб, камер подвода и отвода тепло-

носителей, мечущих элементов конструкции - рам жесткости.

АВО выполняется с развитой наружной поверхностью (за счет оребре-

ния). Оребрение используется в том случае, когда удельный теплообмен с на-

ружной поверхности значительно меньше удельного теплообмена с

внутренней; оно служит для выравнивания теплового потока, передаваемого от

теплоносителя, идущего внутри труб, к воздуху.

АВО являются экологически чистыми устройствами. Они не загрязняют

среду, значительно уменьшают расход воды, не требуют для работы предвари-

тельной подготовки охлаждающего агента, что приводит к снижению приве-

денных затрат на охлаждение.

труб в секциях, коэффициента оребрения, технологических факторов, рас-

положения труб в секциях и др.

Привод вентиляторов АВО отечественного изготовления осуществляется

электродвигателями разной мощности непосредственно от двигателя (диаметр

колеса 0,8 м) или через угловой редуктор. Вентиляторы диаметром 5,0 м при-

водятся во вращение либо через специальный редуктор с гипоидным зацепле-

нием, либо от специального низкооборотного электродвигателя. Производи-

тельность вентилятора меняют поворотом лопастей; это можно сделать

вручную, пневматически, электромеханически или изменением скорости вра-

щения двигателя либо применением гидродинамических муфт. В настоящее

время АВО в основном имеет ручную регулировку производительности венти-

лятора, что создает трудности при поддержании постоянных выходных пара-

метров в годовом цикле эксплуатации.

Для поддержания в зимний период постоянной температуры охлаждае-

мой среды осуществляется перепуск воздуха с помощью систем воздуховодов и

жалюзи. Для запуска турбины, когда масло не прогрелось, АВО комплектуют

подогревателями воздуха, расположенными под секциями труб. При эксплуа-

тации АВО в зоне повышенных температур наружного воздуха для расширения

диапазона температур применяется увлажнение воздуха, для чего в АВО обо-

рудована система увлажнения с форсунками.

Конструктивное оформление АВО зависит от взаимного расположения

секций и вентилятора. Компоновка секций приведена на рис. 36.

Как видно из рисунка, теплообменные секции могут располагаться го-

ризонтально, вертикально, наклонно и зигзагообразно, в результате чего по-

лучают различные компоновки АВО. Наиболее применимым является

аппарат с горизонтальным расположением секций - это упрощает монтажно-

ремонтные работы, обеспечивает более равномерное распределение воздуха

по секциям, однако они занимают большую площадь на насосных станциях.

Аппараты с вертикальным расположением секций практически не использу-

ются, так как тепловая эффективность их в значительной степени зависит от

скорости, направления ветра, кроме того, в этих аппаратах неравномерна за-

грузка подшипников.

Оребрение поверхности может осуществляться различными способами:

накаткой или навивкой ребер, напрессовкой пластин, намоткой проволоки. На-

катные ребра образуются выдавливанием при протяжке толстостенной заготов-

ки между специальными роликами. Материалом в этом случае служат

относительно мягкие металлы - медь, алюминий. Иногда применяются биме-

таллические трубы; в этом случае материал внутренней трубы выбирается в за-

висимости от условий эксплуатации, вида теплоносителя, его тепловых,

физических и коррозионных свойств.

Необходимо отметить, что при этом в месте контакта двух труб возникает

дополнительное термическое сопротивление и, как показывают многочислен-

ные исследования, тепловая эффективность их снижается на 10-20% по сравне-

нию с монометаллическими трубами.

Навитые оребренные трубы изготовляют наминкой алюминиевой ленты

на трубы, причем навивка может осуществляться с натягом ленты или в пред-

варительно накатанную канавку глубиной до 0,5 мм и подвальцовкой основа-

ния ленты металлом несущей трубы для большей жесткости и уменьшения

термического сопротивления.

Наиболее перспективными аппаратами для охлаждения являются аппара-

ты зигзагообразного типа (АВЗ), имеющие большие поверхности охлаждения

(3500-10200 м

), длину труб 6 м. и мощность вентиляторов 99 кВт.

Камеры секций теплообменных аппаратов выполняются разъемными и

неразъемными. Разъемные камеры состоят из трубной решетки, где крепятся

оребренные теплообменные трубы, и крышки со штуцерами для подвода теп-

лоносителя. Внутри крышки предусматриваются перегородки, уплотняемые

прокладками в плоскости фланцевого соединения для обеспечения различного

числа ходов охлаждаемой среды (газа, масла, воды), движущейся внутри труб-

ного пространства. Во избежание высоких термических напряжений перепад

температур одной крышки многоходовой секции не должен превышать 100°С.

В верхней части крышек имеются воздушники, заглушённые резьбовыми проб-

ками; в перегородках - отверстия для дренажа охлаждающей среды, а в нижней

части - сливные отверстия, закрытые пробками.

Вентиляторы АВО представляют собой осевые машины, они имеют

большую производительность по воздуху при малых гидравлических напо-

рах. Окружная скорость вращения лопастей не превышает 62-65 м/с. Лопа-

сти изготавливаются штамповкой и сваркой, колесо имеет от 3 до 8

лопастей поворотных и неповоротных. Расход воздуха зависит от числа

Рис. 36. Компоновка секций в теплообменник аппаратах

воздушного охлаждения

а - вертикальная; б - горизонтальная; в - шатровая; г - зигзагообразная;

д - замкнутая

Вопросы для самоконтроля

1. Какое оборудование входит в вспомогательную систему №

1 ?

2. Какое оборудование входит в вспомогательную систему № 2?

3. При отказе какого оборудования происходит аппаратное отключение

НПС?

4. Состав и назначение оборудования маслосистемы.

5. Система откачки утечек.

6. Назначение и состав системы пожаротушения.

103

2.6. Резервуары нефтепроводов

Резервуары являются одним из основных сооружений нефтебаз и

предназначены для хранения нефтепродуктов и производства некоторых

технологических операций. По материалу, из которого сооружены резервуа-

ры, различают металлические, железобетонные, каменные и земляные. Большое

развитие получили резервуары, сооружаемые в горных выработках. Основным

строительным материалом для выработок является сама горная порода.

По отношению к уровню земли резервуары могут быть:

- подземными, когда наивысший уровень нефтепродукта в резервуаре на-

ходится не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки приле-

гающей площадки (к подземным относятся также резервуары, имеющие

обсыпку не менее чем на 0,2 м выше допускаемого наивысшего уровня нефте-

продукта в резервуаре);

- наземными, когда днище резервуара находится на одном уровне или

выше наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки (в пределах

3 м от стенки резервуара).

Для полной сохранности качества и количества нефтепродуктов, разрабо-

тано большое количество различных конструкций резервуаров. Выбор типа ре-

зервуара в каждом конкретном случае должен быть обоснован специальным

технико-экономическим расчётом.

Ёмкости для хранения нефтепродуктов могут быть подразделены по сле-

дующим признакам:

1) по материалу, из которого они изготовлены: металлические, железобе-

тонные, каменные, земляные, синтетические, ледогрунтовые и горные в раз-

личных горных породах;

2) по величине избыточного давления', резервуары низкого давления, в ко-

торых избыточное давление мало отличается от атмосферного (Р

< 0,002 МПа)

и резервуары высокого давления (Р

> 0,002 МПа);

3) по технологическим операциям:

- резервуары для хранения маловязких нефтей и нефтепродуктов;

- резервуары для хранения высоковязких нефтей и нефтепродуктов;

- резервуары-отстойники;

- резервуары специальных конструкций для хранения нефтей и нефте-

продуктов с высоким давлением насыщенных паров;

4) по конструкции'.

104