КП Антонов. Содержание введение 6 1 теоретическая часть
 Скачать 0.87 Mb.
|
|
СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 6 1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 8 1.1 Виды и назначение запорной арматуры 8 1.2 Правила эксплуатации, объем работ при техническом обслуживании и ремонте запорной арматуры 15 1.2.1 Типовой объем работ по техническому обслуживанию 18 1.2.2 Типовой объем работ при текущем и капитальном ремонте 19 1.3 Организация технического обслуживания и ремонта технологического оборудования ГНС 21 2 РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 24 2.1 Износ деталей и методы восстановления 24 2.2 Расчет клиновой задвижки с выдвижным шпинделем 26 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 29 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 30 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 5 КП 21.02.01 01.01 ПЗ Разраб. Антонов Провер. Молчановская Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры ГНС Пояснительная записка Лит. Листов 30 ПТК СахГУ группа Р-401 Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 6 КП 21.02.01.01.01 ПЗ ВВЕДЕНИЕ Эксплуатация газонаполнительной станции допускается после получения на это специального разрешения органов надзора и Государственного пожарного надзора. На газонаполнительной станции осуществляется хранение сжиженного газа; причем количество газа на станции должно быть таким, чтобы обеспечить бесперебойное снабжение обслуживаемых потребителей. В процессе обслуживания газонаполнительной станции производится контроль за состоянием газовых установок потребителей, испытание и ремонт баллонов, автоцистерн, арматуры и т. д. Актуальность работы. Запорная арматура является неотъемлемой частью любой ГНС. Резервуары газонаполнительной станции подвергаются периодическому техническому освидетельствованию и гидравлическому испытанию. Внутренний осмотр и испытание резервуаров должны проводиться один раз в шесть лет. Полный осмотр резервуара осуществляется один раз в три месяца. Проверка запорной арматуры проводится также регулярно. Объект курсового проекта: обслуживание и ремонт запорной арматуры. Предмет работы запорная арматура газонапорной станции. Цель данного курсового проектирования: проанализировать техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры ГНС. Задачи курсового проекта: проанализировать виды и назначение запорной арматуры, правила эксплуатации, объем работ при техническом обслуживании и ремонте запорной арматуры; описать организацию технического обслуживания и ремонта технологического оборудования ГНС; проанализировать износ деталей и методы восстановления; произвести расчет клиновой задвижки с выдвижным шпинделем. Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 7 КП 21.02.01.01.01 ПЗ 1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Виды и назначение запорной арматуры Изделия запорной арматуры относятся к специальному типу изделий, назначение которых заключается в оперативном регулировании скорости потока рабочего носителя для обеспечения заданных параметров технологического процесса. Действие запорной арматуры направлено на закрытие, открытие, смену направления и скорости движения рабочего газа/жидкости. Кроме того, к запорной арматуре следует отнести спускные и контрольные изделия, служащие для сброса носителя из трубопроводных систем, технологических аппаратов, и подачи носителя в контрольно- измерительные приборы. Арматура данного типа присутствует во всех трубопроводных магистралях промышленных производств, технических объектах бытового назначения (отопление, газо-, водоснабжение, канализация и т.д.), и составляет не менее 80% от общего количества используемых изделий в магистрали. Наибольшее распространение в качестве запорных элементов получили задвижки, вентили, краны, клапаны и затворы. Выбор материалов, из которых изготавливаются данные детали, в настоящее время достаточно широк: металлы (титан, алюминий); сплавы (чугун, сталь, бронза); полимерные и синтетические материалы, например, поливинилиденфторид (ПВДФ), хлорированный поливинилхлорид (ХПВХ), полиэтилен (ПЭ), полипропилен (ПП). При выборе запорного изделия руководствуются следующими техническими характеристиками: присоединительный диаметр, назначение и Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 8 КП 21.02.01.01.01 ПЗ материал, из которого изготавливается корпус и рабочая часть трубопровода, скорость закрытия. Специальные требования: продолжительные сроки службы, высокая прочность, надёжность, безопасность, коррозионная устойчивость материала к рабочей среде, герметичность, простота монтажа и удобство эксплуатации. Следует отметить, что рабочая среда трубопровода достаточно быстро повреждает изделия запорной арматуры, происходит истирание уплотнительных элементов, износ, коррозионные процессы, поэтому необходимо своевременно проводить технический контроль оборудования, промывку систем магистралей, ремонт или замену изделия. В зависимости от назначения в составе технического объекта запорная арматура делится на категории: промышленная (общепромышленная, специальная) – используется в производствах различного рода деятельности, в том числе народного хозяйства; судовая – эксплуатируется в заданных специфических условиях морского и речного транспорта; сантехническая – трубопроводная арматура бытового назначения, применяется в газовых плитах, колонках, ванных, котлах и т.д.; изготовленная по спецзаказу – разрабатывается, изготавливается и эксплуатируется в соответствии с особыми заданными техническими требованиями, например, в уникальных, экспериментальных промышленных объектах. Функции, выполняемые данным типом арматуры обширны: регулирующая, распределительно-смесительная, предохранительная, защитная, запорная, фазоразделительная. Виды запорной арматуры: Задвижка (рисунок 1) - распространенный тип запорной арматуры. Задвижки удобны в использовании, имеют простую конструкцию. Регулируют интенсивность рабочего потока, осуществляют полное перекрытие магистрали. Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 9 КП 21.02.01.01.01 ПЗ Рисунок 1 – Схема задвижки – запорной арматуры Достоинства изделия: малое гидравлическое сопротивление; умеренные габариты; незначительные расходы на обслуживание. Регулировка задвижки происходит вращательными движениями, что исключает быстрое изменение пропускной способности. Основное отличие данной детали состоит в том, что запорный (регулирующий) элемент представляет собой лист, диск или клин, который может возвратно-поступательно перемещаться в направлении, перпендикулярном направлению движения рабочего носителя. Этот вид арматуры относится к промышленной категории и используется, в основном, в трубопроводных коммуникациях жилищно-коммунального хозяйства и промышленных производств. Задвижки делятся на полнопроходные и усеченные, их устройство позволяет плавно регулировать скорость потока и предотвращать гидравлические перегрузки. Рассматриваемый вид изделий обладает рядом преимуществ: простота конструкции, широкий диапазон условий эксплуатации, небольшая строительная длина, малое гидравлическое сопротивление, что особенно важно при их применении в трубопроводных магистралях с высокой скоростью рабочего носителя. Недостатки задвижек определяются их конструкцией: Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 10 КП 21.02.01.01.01 ПЗ достаточно большое время, затрачиваемое на закрытие или открытие затворного элемента, износ уплотнительных деталей, сложность в техническом обслуживании. Отечественная промышленность выпускает задвижки с не выдвижным штоком и с выдвижным шпинделем. Устанавливаются задвижки независимо от направления движения потока в трубопроводе, так как их конструкция симметрична. Выдерживают рабочие давления от 2 до 200 атмосфер, присоединительный диаметр варьируется от 8 мм до 2 м. Вентиль (рисунок 2) - запорная арматура, вид и назначение которой схожи с параметрами задвижки. Основное отличие — использование золотника вместо поворотного диска. Рисунок 2 – Схема вентиля – запорной арматуры: 1 – седло, 2 – золотник (клапан), 3 – корпус, 4 – шпиндель, 5 – сальниковое утолщение. Вентили имеют ручной или электрический привод. Вентиль, как вид запорной арматуры, выполняет регулирующую функцию и позволяет изменять расход носителя в трубопроводе вплоть до прекращения его подачи. С их помощью поддерживается заданный уровень Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 11 КП 21.02.01.01.01 ПЗ давления в магистрали и осуществляется смешение потоков в необходимой пропорции. В вентиле рабочий элемент расположен на шпинделе, который совершает возвратно-поступательные движения от вращательных движений маховика. Движение шпинделя может осуществляться автоматически при помощи сервоприводов и вручную. Данные изделия относятся к промышленной категории и наиболее часто встречаются в бытовых объектах жилищно-коммунального хозяйства. Самый распространенный тип вентиля – проходной, размещаемый на прямых участках магистралей. Одним из недостатков данного вида арматуры, кроме прямоточных вентилей, является большое гидравлического сопротивление, что ограничивает их применение в специальных технических объектах. Преимущества вентилей заключается в небольшой стоимости, доступности, надежности, легкости ремонта и технического обслуживания при эксплуатации. Кран шаровой запорный (рисунок 3) Рисунок 3 – Устройство шарового крана: 1 – латунный корпус; 2 – шар из латуни; 3 – тефлоновые уплотнители; 4 – гайка корпуса; 5 – латунный шток; 6 – ручка; 7 – гайка. Отличие конструкции запорного крана заключается в простоте исполнения: запорный элемент выполнен в виде шара, цилиндра и, что достаточно редко, может быть конической формы. Краны бывают полнопроходными и не полнопроходные. В полнопроходных кранах диаметр проходного отверстия всегда соответствует диаметру присоединительного Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 12 КП 21.02.01.01.01 ПЗ отверстия к трубопроводу, в не полнопроходном, соответственно, проходной диаметр меньше. Работа осуществляется в крайних режимах «закрытие» и «открытие». Его основная функция направлена на перекрытие движения рабочего потока. Достоинства, недостатки и условия эксплуатации определяются материалом, из которого изготовлен кран. Например, пластиковые краны ПП, ПЭ устойчивы к воздействию агрессивных сред, но подвергаются разрушительному действию механических примесей рабочей среды. Краны из нержавеющей стали выдерживают высокие рабочие давления и температуры, но с точки зрения бытового использования имеют значительную стоимость. Клапан (рисунок 4) Клапаны (обратные) относятся к защитной трубопроводной арматуре, функционально предназначены для предотвращения обратного хода потока рабочего носителя в технологической схеме. Пропуская рабочую среду в одном направлении, клапаны не дают возвратного хода жидкости или газа. С их помощью осуществляется защита различного производственного оборудования (насосы, резервуары, аппараты и др.), а также исключается поврежденный участок трубопровода при течах рабочего носителя из общего технологического процесса, что крайне важно при возникновении аварийной ситуации. Рисунок 4 – Клапан: 1 – корпус клапана, 2 – вставка клапана, 3 – конус клапана, 4 – шток клапана, 5 – седло клапана, 6 – камера разгрузки по давлению, 7 – сальниковое уплотнение. Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 13 КП 21.02.01.01.01 ПЗ Существуют клапаны с конструкцией запорного элемента шарообразной формы или в виде конуса, перемещение которого происходит в направлении, параллельном движению носителя. Поток, проходящий через рабочее окно клапана, прижимает запорный элемент к основанию устройства, что прекращает его движение в обратном направлении. Клапаны обратного типа изготавливают как встроенные в состав узлов и агрегатов, так и в самостоятельном виде. Как правило, обратные клапаны монтируются на горизонтальных прямых участках магистралей по направлению рабочего потока. Клапаны, имея сравнительно простую конструкцию, тем не менее, обеспечивают надежность и герметичность перекрытия рабочего потока, благодаря чему широко используются для газообразных и жидких рабочих сред. Применяются в широком диапазоне давлений (от 5·10-6 до 2000 атм.) и рабочих температур (от минус 200 до плюс 600°С). Подходят для трубопроводных конструкций относительно небольших диаметров. Достоинства клапанов: − возможность эксплуатации при высоком давлении; − простое техническое обслуживание; − предотвращение обратного хода газов и жидких сред; − умеренные габариты; − быстрый и простой монтаж; − вариативность исполнения. Затворы (рисунок 5) Затвор – это устройство запорной арматуры, используемое для обеспечения герметичности при перекрытии рабочего потока. Может работать в режимах «регулирование» и «перекрытие». Представляет собой наиболее удобный и простой вид запорной арматуры при техническом обслуживании и эксплуатации, имеет невысокую стоимость и рыночную доступность. Устройство затвора разработано таким образом, что запирающий элемент проворачивается вокруг оси, на которой он расположен. Наиболее Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 14 КП 21.02.01.01.01 ПЗ распространенная разновидность данного устройства с дисковым затвором – «Баттерфляй». Рисунок 5 – Устройтво затворного типа «Баттерфляй»: 1- корпус, 2 – резиновое уплотнение, 3 – поворотный диск, 4 – крепежные проушины, 5 – ручка, 6 – фиксатор положения ручки. Управление положением затвора возможно вручную при помощи ручки и механически с помощью редуктора или электрического привода. Такие достоинства поворотных затворов «Баттерфляй», как простота технического обслуживания, монтажа и замены уплотняющих деталей, небольшая строительная высота и масса, а также продолжительные сроки эксплуатации и доступная стоимость широко используются в трубопроводных магистралях бытового назначения. Различают несколько способов крепления трубопроводной арматуры к емкостям или трубопроводным системам. Так, она может крепиться с помощью: − ниппеля (ниппелевая); − фланцев (фланцевая); − муфт с внутренней резьбой (муфтовая); − штуцера (штуцерная); − наружной резьбы (цапковая); − резьбовых шпилек и гаек (стяжная). Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 15 КП 21.02.01.01.01 ПЗ Трубопроводную арматуру, кроме того, можно присоединять при помощи сварки. Именно такой способ обеспечивает максимальную герметичность соединения и не нуждается в предварительной подготовке поверхностей. Большим минусом этого способа является то, что при его использовании достаточно сложно выполнять обслуживание или ремонт элементов такого соединения. Трубопроводную арматуру делят еще на несколько основных типов. Поворотный клапан или вентиль. Запорный и регулирующий элемент в такой арматуре совершает возвратно-поступательные движения, перемещаясь параллельно направлению движения рабочего потока. Дисковый (поворотный) затвор (гермоклапан) Такой клапан, как понятно из его названия, выполнен в форме диска, ось которого располагается под углом или перпендикулярно направлению рабочего потока. Рабочий элемент такого устройства перемещается перпендикулярно направлению движения рабочего потока. Рабочий элемент такой регулирующей или запорной арматуры вращается вокруг своей оси, которая может иметь различное положение по отношению к направлению движения рабочего потока. Отечественная промышленность выпускает широкую линейку изделий запорной трубопроводной арматуры, отвечающих общим и специальным требованиям, высокому качеству и современным технологиям. 1.2 Правила эксплуатации, объем работ при техническом обслуживании и ремонте запорной арматуры Запорная арматура является неотъемлемой частью любой ГНС. В про- Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 16 КП 21.02.01.01.01 ПЗ цессе эксплуатации должны быть обеспечены своевременное и качественное техническое обслуживание, и текущий ремонт арматуры. К арматуре, устанавливаемой на ГНС, предъявляется ряд требований, основными из которых являются: прочность, долговечность, безотказность, герметичность, транспортабельность, ремонтопригодность, готовность к выполнению цикла срабатывания (открытие, закрытие) после длительного периода нахождения в открытом или закрытом положении. Прочность арматуры обеспечивается изготовлением деталей из соответствующих конструкционных материалов. Наиболее важной является прочность корпусных деталей, поломка которых по своим последствиям особенно опасна. Требуемая прочность диктуется в основном рабочим давлением и температурой. Рабочие давления и температуры практически могут иметь любые значения из довольно широких диапазонов в зависимости от конкретных технологических процессов. Долговечность арматуры в зависимости от условий ее работы может ограничиваться различными факторами. Ресурс могут определять износ деталей, коррозия материала, эрозия деталей рабочего органа, старение резиновых или пластмассовых деталей. Безотказность арматуры сохраняется при правильной ее эксплуатации и тщательном техническом обслуживании, если конструкция и материал деталей выбраны правильно и соответствуют условиям работы. Наибольшее число отказов возникает в рабочем органе арматуры в результате коррозии, эрозии, замерзании воды и вибрации. Арматура считается герметичной при следующих условиях: при закрытом рабочем органе рабочая среда не проходит из одной части в другую, отделенную арматурой; отсутствуют протечки через сальниковый узел, фланцевые и другие разъемные соединения; металл корпусных деталей имеет плотную структуру, отсутствуют пористые участки, раковины, трещины, через которые могла бы просочиться рабочая среда в окружающую атмосферу. Герметичность запорного органа арматуры обеспечивается тщательной пригонкой и притиркой уплотнительных колец. Герметичность сальника Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 17 КП 21.02.01.01.01 ПЗ достигается тщательной обработкой (полировкой) сальникового участка шпинделя, сохранением упругости сальниковой набивки и соответствующей ее затяжкой шпильками или болтами, использованием манжет, резиновых колец круглого сечения. Чтобы фланцевые соединения сохраняли герметичность, необходимо выбрать соответствующие размеры и материал прокладки и создать постоянную и равномерную затяжку фланцев. Требование к арматуре по готовности к открытию без затруднений после длительного пребывания в закрытом положении (и наоборот - к закрытию) вызывается тем, что во многих случаях запорная и предохранительная арматура должна срабатывать редко и при этом возникают благоприятные условия для «прикипания» уплотнительных поверхностей затвора и седла друг к другу, а для их разделения или перемещения требуется приложить значительное усилие. Для обеспечения безотказной работы изделий необходимо в объем работ по техническому обслуживанию включать периодическое выполнение цикла «открыто - закрыто», чтобы удостовериться в работоспособности арматуры. В ряде случаев применяются, например, краны и задвижки со смазкой уплотнительных поверхностей деталей запорного органа. Наиболее благоприятные условия для работы арматуры создают масла, поскольку их вязкость позволяет снизить требование к герметичности запорного органа, а смазывающие свойства снижают силы трения в запорном органе и сальнике. Коррозионное воздействие масел на металл незначительно. При выборе арматуры, в состав которой входит электрооборудование, необходимо учитывать возможную взрывоопасность нефти и нефтепродуктов. В особых случаях целесообразно применение арматуры с пневмо- или гидроприводом не содержащей электрических устройств. Арматура на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах работает в условиях, когда через ее полости перемещается жидкая нефть или нефтепродукт, физические и химические свойства которых оказывают влияние на параметры надежности ее работы (долговечность, безотказность). Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 18 КП 21.02.01.01.01 ПЗ Условия эксплуатации арматуры в этих условиях определяются не только параметрами рабочей среды (давление, температура), но также ее текучестью и коррозионной активностью. Текучесть среды зависит от температуры, т.к. с понижением температуры в нефти возрастает количество кристаллов парафина, которые снижают текучесть и забивают фильтры, трубопроводы и арматуру. Коррозионное воздействие нефти и нефтепродуктов на детали арматуры вызывается содержанием в них кислот, воды и серы. С повышением кислотности перекачиваемого продукта усиливается коррозионное воздействие на металл деталей арматуры и ускоряет ее износ. 1.2.1 Типовой объем работ по техническому обслуживанию В объеме технического обслуживания проводятся следующие работы: − мелкий ремонт арматуры, не требующий специальной остановки магистральных насосов (чистка наружных поверхностей, обслуживание площадок, устранение подтеков масла и т.д.); − визуальная проверка состояния всех частей запорной арматуры, включая смазки в подшипниках и редукторе, ее пополнение; − проверка состояния и крепления клемм электродвигателя, проверка защиты электродвигателя от перегрузок и перекоса фаз; − проверка срабатывания конечных выключателей, их ревизия; − проверка срабатывания муфты ограничения крутящего момента; − проверка герметичности сальникового уплотнения и фланцевых соединений. Для обеспечения герметичности фланцевых соединений запорной арматуры необходимо два раза в год (весной и осенью) производить обтягивание фланцевых соединений, при обнаружении течи во фланцевом соединении производится равномерная обтяжка болтов и гаек; если умеренная Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 19 КП 21.02.01.01.01 ПЗ обтяжка фланцев не дает положительных результатов и утечка продолжается, производится замена прокладки согласно инструкции по эксплуатации завода- изготовителя. Перед обтяжкой фланцевого соединения (корпуса и крышки) клиновых задвижек необходимо приоткрывать клин во избежание повреждения резьбовой втулки. Обтяжка фланцевых соединений запорной арматуры должна проводиться при давлении сниженном до безопасного уровня в нефтепроводе или на отключенном участке нефтепровода. В объеме технического обслуживания обратного клапана производятся следующие работы: − проверка герметичности уплотнений, устранение обнаруженных утечек; − проверка работоспособности демпфирующих устройств (амортизаторов) и их восстановление. 1.2.2 Типовой объем работ при текущем и капитальном ремонте При текущем ремонте производятся все операции технического обслуживания, а также: для клиновых или шиберных задвижек — удаление воздуха из задвижки: − подготовка необходимых ремонтных приспособлений, транспортных и подъемных механизмов; − снятие редуктора с электроприводом, разборка редуктора и электропривода, очистка и промывка деталей, дефектация, замена изношенных деталей, смазка редуктора и механической части электропривода, их сборка; − проверка и подтяжка контактных соединений электропривода, восстановление изоляции выходных концов проводов, проверка состояния Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 20 КП 21.02.01.01.01 ПЗ уплотнителей взрывозащиты шарикоподшипников электродвигателя, правильность посадки крыльчатки вентилятора электродвигателя, замена дефектных деталей электродвигателя; − проверка состояния подшипникового узла штока задвижки после его фиксации, определение степени износа резьбовой втулки штока (в случае чрезмерного износа ее замена): устранение следов коррозии штока, задиров; − замена сальников, нажимной втулки, при необходимости; прогонка шпинделя по гайке на всю рабочую длину; − подтяжка шпилек разъема корпуса, полная сборка и установка электропривода на задвижку; − регулировка конечных выключателей на открытие и закрытие, муфты ограничение крутящего момента на отключение по допустимым значениям. Текущий ремонт запорной арматуры осуществляется без ее демонтажа. Данные о проведенном техническом обслуживании и текущем ремонте заносятся в журнал профилактических осмотров и ремонтов лицом, ответственным за исправное состояние объекта. Журнал хранится у лица, ответственного за исправное состояние объекта. Капитальный ремонт запорной арматуры осуществляется с ее демонтажем. Демонтаж подлежащих капитальному ремонту задвижек, обратных клапанов производится согласно графику, утвержденному глинным инженером. Капитальный ремонт задвижек производится специализированной организацией по ТУ, рабочим чертежам, утвержденным в установленном порядке. При капитальном ремонте производятся все операции текущего ремонта, а также: полная разборка и дефектация всех деталей и узлов, их восстановление или замена пришедших в негодность в результате коррозии, чрезмерного механического износа узлов и базовых деталей запорной арматуры. После капитального ремонта арматура подвергается испытаниям на прочность и плотность материалов и сварных швов, герметичность по Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 21 КП 21.02.01.01.01 ПЗ отношению к внешней среде, герметичность затвора и работоспособность в соответствии с требованиями ГОСТа и нормативно-технической документации на капитальный ремонт запорной арматуры. Испытание на прочность и плотность материала задвижки в сборе проводится при открытом затворе и заглушенных патрубках давлением. Испытания на прочность и плотность проводятся при постоянном давлении в течение времени, необходимого для осмотра задвижки. Пропуск среды и потение сквозь металл и сварные швы не допускаются. Испытание арматуры на герметичность по отношению к внешней среде проводится давлением в течение времени, необходимого для осмотра уплотнения и соединений. Проверяется герметичность верхнего уплотнения крышка-шпиндель при ослабленных креплениях сальникового уплотнения и полностью поднятом шпинделе задвижки. Проверяется герметичность сальникового уплотнения и прокладки между крышкой и корпусом. Протечки среды не допускаются. Метод контроля визуальный. 1.3 Организация технического обслуживания и ремонта технологического оборудования ГНС Каждый резервуар должен быть оборудован предохранительными клапанами, указателями уровня и уровнемерными трубками. В состав ГНС входят база хранения со сливной эстакадой, компрессорная установка, насосная со сливным отделением, отделение освидетельствования баллонов, испарительная установка. Резервуары связаны между собой наполнительными, расходными и парофазными коллекторами. Безопасная работа ГНС обеспечивается установкой на оборудовании и трубопроводах запорной и предохранительной арматуры, а также КИП. Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 22 КП 21.02.01.01.01 ПЗ На всех участках трубопроводов, ограниченных запорными устройствами, устанавливаются предохранительные запорными устройствами, устанавливаются предохранительные клапаны. На трубопроводах паровой фазы, идущих к всасывающему и напорному коллекторам компрессоров, ставятся конденсатосборники, предотвращающие попадание жидкости в цилиндры компрессоров. В качестве основной запорной арматуры приняты фланцевые краны со смазкой на давление 2,4 МПа, а в качестве предохранительной арматуры - стальные предохранительные пружинные клапаны на давление 2,4 МПа. При эксплуатации резервуарных и баллонных установок СУГ должны выполняться указания «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», а также указания «Правил безопасности в газовом хозяйстве» и данного раздела настоящих Правил. Предприятия газового хозяйства должны иметь эксплуатационную документацию на установки сжиженных газов в соответствии с требованиями настоящих Правил. Эксплуатация установок сжиженных газов включает в себя следующий объем работ: - слив газа в резервуарные установки; - замену баллонов; - техническое обслуживание и ремонт; - откачку неиспарившегося газа из резервуаров; - консервацию резервуарных установок с сезонным характером эксплуатации. Техническое обслуживание и ремонт резервуарных установок СУГ должны производиться в следующие сроки: техническое обслуживание - один раз в 3 месяца, текущий ремонт - один раз в год. При технической эксплуатации ГНС должны осуществляться техническое обслуживание, плановые ремонты (текущий и капитальный), аварийно- Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 23 КП 21.02.01.01.01 ПЗ восстановительные работы и техническое освидетельствование резервуаров, автоцистерн и баллонов. Оборудование, трубопроводы и арматура на ГНС должны быть герметичны и не иметь утечек газа. Поэтому все резьбовые, фланцевые и сальниковые соединения резервуаров для сжиженных газов, насосов, компрессоров, контрольно-измерительных приборов, трубопроводов и арматуры должны ежемесячно осматриваться. Места нарушений герметичности следует немедленно уплотнить в соответствии с производственными (технологическими) инструкциями. Утечки выявляются при рабочем давлении газа с помощью мыльной эмульсии или предназначенных для этой цели приборов во взрывозащищенном исполнении. Если при техническом обслуживании оборудования, газопроводов, контрольно-измерительных приборов (КИП) обнаруживаются неисправности, которые не могут быть немедленно устранены, то неисправный газопровод, агрегат, резервуар, контрольно-измерительный прибор должны быть отключены от действующих сетей и оборудования при помощи отключающего устройства и заглушки. Включение их после устранения неисправности разрешается лицом, ответственным за эксплуатацию данного оборудования, и оформляется записью в эксплуатационном журнале соответствующего цеха (участка). Не допускается эксплуатация резервуаров, оборудования и трубопроводов сжиженных газов при неисправных предохранительных клапанах, отключающих устройствах, контрольно-измерительных приборах, а также при их отсутствии. Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 24 КП 21.02.01.01.01 ПЗ 2 РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Износ деталей и методы восстановления Требующую ремонт арматуру демонтируют, промывают и в собранном виде отправляют на ремонтное предприятие. Там ее разбирают и устанавливают дефекты. Наиболее распространенными причинами выхода запорной арматуры из строя является нарушение герметичности вследствие коррозии, забоин, вмятин инородных тел на уплотняющих поверхностях, а также деформации корпуса задвижки под действием внешних нагрузок и температурных деформаций. Внутренняя полость корпуса осматривается для выявления раковин, трещин и других дефектов. Несквозные дефектные места в корпусе разделывают на всю глубину до чистого металла. Перед разделкой трещин на их концах сверлят отверстия диаметром 8-10 мм. Кромки, прилегающие к местам вырубки, зачищаются напильником и металлической щеткой. После протравливания 10% раствором азотной кислоты трещины завариваются электродуговой сваркой и термически обрабатываются. При осмотре деталей затвора проверяют плотность запрессовки уплотнительного кольца (седла) в корпусе и чистота его поверхности. На наличие забоин, задиров, царапин и других повреждений проверяются затвор (шибер, диски), шпиндель, втулка, полости сальниковой коробки, грунд букса и крепёжные детали. Поврежденные детали выбраковываются и восстанавливаются. Различные раковины, каверны, задиры и другие повреждения уплотнительных поверхностей устраняются путём обточки, шлифовки и притирки на станке. На уплотнительный поверхности дефекты глубиной более 0,5 мм устраняются предварительной разделкой дефектного места и наплавкой Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 25 КП 21.02.01.01.01 ПЗ на него металла с последующей обработкой. Если глубина повреждений менее 0,5 мм, то проводится шлифовка абразивным кругом и притирка. Не плотности между корпусом и седлом устраняются в зависимости от типа крепления. Если седло закреплено в корпусе запрессовкой, то оно вытачивается из корпуса и заменяется новым, которое приваривается к корпусу с предварительной разделкой места посадки. Если седло посажено на резьбе, то его вывинчивают с помощью специальных ключей и приспособлений. При наличии нормально сохранившейся резьбы ввертывается новое седло тем же приспособлением, но с большим усилием затяжки. Если резьба под седло имеет значительный износ, то оно растачивается на больший размер с одновременной расточкой под сварку. На это место запрессовывается и приваривается новое кольцо. Если кольца вварены в задвижку, то проточка их осуществляется на токарном станке в специальном приспособлении, где за одну установку протачиваются обе поверхности. После этого корпус задвижки поступает на шлифовку и притирку колец. Обе стороны клина в этом случае наплавляются и протачиваются в приспособлении за одну установку. Подгонка клина осуществляется по корпусу задвижки на горизонтально - заточном и притирочном станках. Обработка уплотнительных колец клиновых задвижек может проводиться не только на токарном, но и горизонтально - расточном станке. Перед ремонтом шпиндель очищают от следов старой сальниковой набивки, нагара и грязи, промывают в керосине или бензине. Уплотнительная поверхность шпинделя должна быть зеркально гладкой. Не глубокие вмятины и задиры, глубиной более 0,08 - 0,15 мм устраняются притиркой пастой ЕОИ или шлифовальными порошками, разведенными в масле. Внутренняя поверхность деталей, сопрягаемых со шпинделем, так же проверяется на чистоту и отсутствие овальности. Одно из трудоёмких операций Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 26 КП 21.02.01.01.01 ПЗ при ремонте арматуры является притирка уплотнительных поверхностей. Притирка плоских деталей арматуры (седла, клинья) осуществляется на плите. Притирка может осуществляться как вручную, так и механическим способом. Конструкция притиров выбирается в зависимости от формы притираемых поверхностей и величины условного прохода. При механической притирке уплотняющих поверхностей используются притирочные станки или приспособление к сверлильным станкам. Притирочные станки имеют возвратно - вращательное движении притира с опережающим его вращением в одном направлении. В притирочную пасту вводится электрокорунд или карбид кремния различной зернистости. Притирку проводят до светло - матового цвета уплотнительных поверхностей. Способ проверки «на карандаш» заключается в том, что на подготовленных поверхностях плашек, клина или пробки (для кранов) наносят тонкие поперечные риски. Если после сопряжения притираемых поверхностей и их взаимного перемещения риски везде окажутся стёртыми, то считают, что достигнута хорошая притирка. После замены прокладки и сальниковой набивки собранная задвижка поступает на испытания готовой продукции. 2.2 Расчет клиновой задвижки с выдвижным шпинделем Исходные данные: Уловное давление Р = 35 МПа Внутренний диаметр уплотнительного кольца D в = 84 мм Наружный диаметр уплотнительного кольца D н = 104 мм Ширина уплотнительного кольца b = 10 мм Высота сальника h = 8,4 мм Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 27 КП 21.02.01.01.01 ПЗ Средний радиус опорного заплечика втулки или радиус до центра шариков подшипника R с = 38 мм Средний радиус резьбы r с = 13,03 мм Определить удельное давление уплотнительных колец шибера. Расчет: Небольшое осевое усилие возникает на шпинделе в момент закрытия задвижки, когда со стороны входа среды действуют следующие силы: Сила гидростатического давления среды: Р= р𝜋(𝐷 в + 2 3 𝑏) 4 = 35∗10 6 ∗3.14(0.084+ 2 3 0.01) 4 = 145 кН (1) Реакция N 1 уплотнительной поверхности корпуса со стороны входа среды, которую рассчитывают по обеспечивающей герметичность удельной нагрузке на уплотнительной поверхности: N 1 = 𝑞𝜋(𝐷 н −𝐷 в ) 4 = 8,75∗10 6 ∗3.14(0.104−0,084) 4 = 30,7 кН (2) Сила трения: F 1 = N 1 *f = 3,07*10 4 *0,15 = 4,605 кН (3) где, f - коэффициент трения на уплотнительной поверхности (примем f=0,15); В момент закрытия шибер прижимается к уплотнительной поверхности со стороны входа среды под действием сил Р, N 1 , F 1 и на уплотнительной поверхности со стороны выхода среды возникают реакция N 2 и сила трения, действующие на шибер. N 2 = (𝑃+𝑁1)𝑐𝑜𝑠𝑎−𝐹1𝑠𝑖𝑛𝑎 𝑐𝑜𝑠𝑎−𝑓𝑠𝑖𝑛𝑎 (4) Принимают б = 50, поэтому, учитывая малую величину sinб, полагают: N 2 = P+N 1 = 145+30,7 = 175,7 кН (5) Усилие на шпинделе, необходимое для преодоления трения в сальниках, равно: Q с = 3,14*0,032*0,4*0,0084*35*10 6 = 11,8 кН (6) Усилие на шпинделе от внутреннего давления на торец шпинделя: Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 28 КП 21.02.01.01.01 ПЗ Q 0 = 𝑝𝜋𝑑2 4 = 35∗10 6 ∗3.14∗0.032 4 = 28 кН (7) Следовательно, суммарное осевое усилие, сжимающее шпиндель: Q = Q k +Q c +Q 0 = 6,04*10 4 +1,18*10 4 +2,8*10 4 = 100,2 кН (8) Момент трения, возникающий в резьбе: М 1 = Q*r c *t g (a 1 +ȹ) = 100,2*0,01303 = 2,9 кН (9) Крутящий момент M, который необходимо приложить к маховику, чтобы закрыть задвижку, складывается из момента трения в резьбе M 1 и момента трения в подшипнике втулки шпинделя M 2 : М = M 1 + M 2 = 2,9+0,45 = 3,35 кН*м (10) Уплотнительные кольца шибера и корпуса рассчитывают на удельное давление. Наибольшая сила прижатия на уплотнительных поверхностях N 2 возникает со стороны выхода среды. Давление на уплотнительных поверхностях: Q = 4∗𝑁2 𝜋(𝐷2н−𝐷2б) = 4∗1,75∗10 5 3,14(0,104 2 −0,084 2 ) = 48,88 МПа (11) Вывод: при наших исходных данных давление на уплотнительных поверхностях равно 48,88 МПа. Для колец из коррозионностойкой стали удельное давление не должно превышать 40 - 60 МПа, для колец из бронзы - 16 МПа, для колец, наплавленных твёрдым сплавом, - 60 МПа. Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 29 КП 21.02.01.01.01 ПЗ ЗАКЛЮЧЕНИЕ В курсовом проекте проанализирована тема «Техническое обслуживание и ремонт запорной арматуры ГНС». В данной работе были: − описаны виды и назначение запорной арматуры; − проанализированы правила эксплуатации, объем работ при техническом обслуживании и ремонте запорной арматуры; − описана организация технического обслуживания и ремонта технологического оборудования ГНС, износ деталей и методы восстановления; − а также произведен расчет клиновой задвижки с выдвижным шпинделем. В процессе эксплуатации запорной арматуры процессы изнашивания деталей происходят непрерывно, поэтому для своевременного обнаружения возможных неисправностей необходимо наблюдать за ее техническим состоянием. Техническое состояние запорной арматуры в процессе эксплуатации должен определяться диагностическим контролем. Проведение диагностики задвижки совмещают по срокам с капитальным ремонтом, а также осуществляют при выявлении чрезмерных напряжений на патрубках или при возникновении отказов в работе задвижки по критериям предельных состояний. Режим испытания и испытательные давления устанавливаются и зависимости от срока и параметров эксплуатации нефтепроводов согласно нормативным документам, регламентирующим проведение испытаний на действующих нефтепроводах. Изм. Лист № докум. ПодписьДата Лист 30 КП 21.02.01.01.01 ПЗ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Бабаян Э. В. Технология бурения с управлением забойным давлением в системе "скважина - пласт". Учебное пособие. М.: Инфра- Инженерия, 2021. 308с. 2. Бочарников В.Ф. Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования. М.: Инфра-Инженерия, 2017. 576с. 3. Квеско Б.Б. Методы и технологии поддержания пластового давления. М.: Инфра-Инженерия, 2018. 128с. 4. Коршак А.А. Нефтегазопромысловое дело: введение в специальность: учеб. пособие. М.: Феникс, 2017. 350 с. 5. Квеско Б.Б. Методы и технологии поддержания пластового давления. М.: Инфра-Инженерия, 2018. 128с. 6. Коршак А.А. Нефтегазопромысловое дело: введение в специальность: учеб. пособие. М.: Феникс, 2017. 350 с. 7. Малофеев В., Покрепин Б., Дорошенко Е. Технологии ремонта и эксплуатации нефтепромыслового оборудования. М.: Инфра-Инженерия, 2019. 181с. 8. Насосно-компрессорные трубы. Конструкция, эксплуатация, дефекты, ремонт. Учебное пособие / В.В. Шайдаков [и др.]. М., Инфра- Инженерия, 2021. 156с. 9. Никифоров В. М. Технология конструкционных материалов,-2-е изд., пер. и доп.: учебное пособие для СПО. М.: Юрайт, 2019. 234 с. 10. Покрепин Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (МДК 01.02): учеб. пособие. М.: Феникс, 2018. 605 с. 11. Самигуллин Г.Х., Щипачев А.М. Технологическое обеспечение надежности нефтегазового оборудования. М.: Лань, 2018. 68с. 12. Снарев А.И. Выбор и расчет оборудования для добычи нефти. М.: Инфра-Инженерия, 2019. 216с. |