Практические работы по буровому оборудованию. Практические работы 1. Тема Определение вертикальных нагрузок на буровую вышку. Выбор буровой установки Цель работы Научиться определять нагрузки на вышку и выбирать буровую установку в зависимости от конкретных условий бурения
 Скачать 4.21 Mb.
|
|
ТЕМА: Проведение профилактического осмотра бурового оборудования: лебѐдки, ротора, талевой системы, системы очистки промывочной жидкости, насосного блока Цель работы: научиться проводить профилактический осмотр бурового оборудования: лебѐдки, ротора, талевой системы, системы очистки промывочной жидкости, насосного блока ЛЕБЁДКА Разработана методика по проведению экспертных обследований проходческих лебедок с целью определения соответствия технических устройств, требованиям промышленной безопасности и возможности их дальнейшей эксплуатации. 1. Общие положения Настоящими методическими указаниями рассмотрены общие требования по проведению экспертных обследований проходческих грузовых лебедок ЛПЭП-25, ЛПЭП-10, ЛПЭ-5, ПЛП-25Б, ЛПЭРП-63 и аналогичных по конструкции с оценкой технического состояния элементов (деталей), в том числе электрооборудования, и возможности дальнейшей их эксплуатации. Экспертное обследование лебедок проводится по истечении срока службы, установленного заводом-изготовителем, а в дальнейшем в сроки, определенные предыдущими экспертными обследованиями. Экспертное обследование может проводиться в соответствии с решением комиссии по результатам расследования аварии (инцидента), а также по предписанию органов Ростехнадзора о проведении такого обследования. До проведения экспертного обследования должна быть составлена рабочая карта с учетом требований настоящих Методических указаний, которую следует заполнять в соответствии с фактически проведенными проверками. 2. Организация экспертного обследования До начала проведения экспертизы промышленной безопасности с заказчиком должна быть согласована Программа обследования (рекомендуемая форма прилагается). Экспертное обследование осуществляется в порядке, определенном [1]. До начала проведения обследования экспертами должна быть проанализирована представляемая заказчиком следующая техническая документация: - сертификат соответствия на применение лебедки; - проект на установку лебедки; - паспорт (формуляр) лебедки; - руководство по эксплуатации (РЭ); - книга осмотра проходческих лебедок и их канатов; - книга осмотра подвесного проходческого оборудования; - сведения об испытании каната на КИС; - сведения об инструментальном контроле потери сечения стали проволок каната; - график ППР, сведения о выполнении графика; - сведения о квалификации персонала; - должностные инструкции рабочих и ИТР; - журналы инструктажа и протоколы проверки знаний рабочих; - отчетные документы по ревизии электрооборудования лебедки специальной группой электрослесарей; - отчетные документы по проверке максимально-токовых защит и защит от утечек тока в электрических аппаратах и сети, питающей лебедку; - отчетные документы по измерению сопротивления изоляции электрооборудования и кабелей лебедок; - результаты осмотра и измерения заземления; - схема электроснабжения; - сертификаты на смазочные материалы. В соответствующем разделе заключения по результатам экспертизы должны быть поименованы рассмотренные документы с указанием недостатков по их ведению. 3. Вибродиагностическое обследование Эксплуатация бурового оборудования Обследование состояния механической части лебедок включает проведение вибрационного контроля ответственных элементов (электродвигатель, редуктор, валы промежуточный и тихоходный). Оценка опасности обнаруженных дефектов дается в соответствии с нормативно-технической документацией. При выявлении недопустимых (по нормам браковки) величин при измерении виброскорости, виброперемещений, виброускорений должны быть разработаны рекомендации по ремонту (замене) узлов или отдельных деталей лебедки. Результаты вибродиагностического обследования оформляются заключением, которое должно быть приложено к заключению по экспертному обследованию лебедки. 4. Неразрушающий контроль Неразрушающему контролю подлежат главный и промежуточный валы, быстроходный и тихоходный валы редуктора, детали тормозного устройства (тяги, рычаги, шарниры, штанги грузов), анкерные болты крепления рамы лебедки. 5. Контроль сварных соединений Проверку состояния сварных швов следует проводить визуальным осмотром с целью выявления повреждений. Рекомендуется контролировать сварные соединения элементов барабана и рамы лебедки. При необходимости после проведения визуального осмотра следует провести инструментальный контроль с использованием дефектоскопа (УД2–12 или др.). 6. Обследование механической части Обследованию подлежат: - орган навивки (ступицы, лобовины и обечайки барабанов); - коренной вал; - исполнительный орган, привод тормоза, тормозной обод; - редуктор; - подшипники коренного вала; - соединительные муфты; - рама лебедки. 7. Обследование электрического оборудования При обследовании должно быть проверено и оценено состояние: - электродвигателей (главного и вспомогательных); - пусковой и защитной аппаратуры; - аппаратуры управления и сигнализации; - устройства контроля натяжения канатов; - стволовой сигнализации; - кабельных сетей. 8. Обследование фундаментов По результатам проверки фундаментов должна быть оценена степень снижения их несущей способности. При этом фиксируются следующие дефекты: - сколы, трещины всех видов и направлений особенно в местах установки анкерных болтов; - пустоты; - осадка и перекосы фундаментных блоков; - коррозийное разрушение железобетонных конструкций. 9. Средства технического диагностирования Вибродиагностический контроль: виброанализатор СД-12М, СД-21В. Ультразвуковой контроль: дефектоскоп УД 4–76, преобразователи ПЭП, толщиномер ультразвуковой ТУЗ-2. Магнитопорошковый контроль: намагничивающее устройство МД-7К, комплект для МПД «Helling» (черная магнитная суспензия «Helling», белый контрастный грунт «Helling»), тест-образец для МПД. Визуально- измерительный контроль: штангенциркуль ШЦ-1–125–0,1; линейка измерительная 0–300, универсальный шаблон сварщика УШС-3, лупа измерительная ЛИ-7, лупа измерительная ЛИ-4, набор радиусных шаблонов № 1, набор радиусных шаблонов № 3, набор щупов № 4 (0,1…1,0 мм), угольник металлический УП 100х160мм. Эксплуатация бурового оборудования 10. Оформление экспертного заключения Оформление заключения по результатам экспертизы и утверждение его проводится в порядке, установленном. Форма заключения рекомендована Консультативным советом по экспертизе промышленной безопасности при Южно-Сибирском управлении Ростехнадзора. Заказчику направляется копия проекта заключения экспертизы, а также перечень выявленных в процессе экспертизы недостатков. Эксплуатирующая организация разрабатывает план мероприятий по устранению недостатков, который согласовывается с экспертной организацией. План мероприятий выполняет заказчик или специализированная организация по заявке заказчика. О выполнении плана руководитель эксплуатирующей организации обязан официально уведомить руководителя экспертной организации. По окончании экспертизы: - заказчику (эксплуатирующей организации) передается подписанное руководителем экспертной организации и утвержденное в установленном порядке заключение с приобщенными к нему актами (протоколами); - в формуляр (паспорт) лебедки вносится запись о ее результатах (с указанием даты и номера соответствующего заключения). При наличии дефектов эта запись вносится после выполнения плана мероприятий. Копия экспертного заключения хранится в экспертной организации до вывода лебедки из эксплуатации. РОТОР. Правила профилактического осмотра и ремонта роторов. 1. Назначение 1.1. Требования настоящих Правил следует соблюдать при осмотре роторов турбогенераторов мощностью 200-500 МВт производства НПО "Электротяжмаш". 1.2. Профилактический осмотр роторов производится службами и лабораториями металлов энергосистем, ремонтных организаций и электростанций. 2. Проведение осмотра 2.1. При осмотре бочки ротора со снятием бандажных колец выполнять следующие действия: — произвести осмотр посадочных поверхностей бочки ротора, мест контакта клиньев и зубцов в концевой зоне, мест стыка пазовых клиньев в большом зубе с помощью лупы кратностью 4—10. При осмотре следует учитывать, что наиболее часто встречаются дефекты типа подкалов, подгаров и трещин. Признаками возникновения указанных дефектов на роторах являются: вспучивания краски, цвета побежалости, повышенная твердость металла, брызги от подплавленных дюралюминиевых клиньев на расточке статора; — в случае обнаружения дефектов на стыках пазовых клиньев в большом зубе произвести расклиновку ротора, а затем осмотр стыков клиньев на всей поверхности бочки ротора, коронок зубцов в большом зубе, мест контактов клиньев и зубцов в концевой зоне (в том числе по всей коронке). 2.2. При осмотре бочки ротора при выводе ротора без снятия бандажных колец следует: — произвести осмотр поверхности бочки ротора в местах стыка пазовых клиньев, мест вблизи носика бандажных колец, в том числе кольцевых канавок, а также торцевой поверхности бандажных колец; — при обнаружении цветов побежалости, подгаров, подкалов и трещин на бочке ротора произвести осмотр в соответствии с п. 2.1 настоящих Правил. 2.3. Осмотр бочки ротора после длительного несимметричного режима с I2 ³ 8 % Iн и во всех случаях, когда с, выполняется следующим образом: после снятия бандажных колец и расклиновки ротора производится осмотр посадочных поверхностей бочки ротора, мест контакта клиньев и зубцов в концевой зоне и мест стыка пазовых клиньев, а также коронок зубцов внутри паза. 2.4. Все обнаруженные при осмотре дефекты необходимо отметить. 2.5. После визуального осмотра бочки ротора по пп. 2.1-2.3 настоящих Правил в случае обнаружения дефектов следует произвести соответствующую подготовку поверхностей, на которых обнаружены дефекты, и их дефектоскопию. Применяемые для дефектоскопии методы должны обеспечивать выявление трещин и подкаленных участков. Рекомендуется применять магнитопо-рошковый метод контроля по ГОСТ и капиллярный метод (цветная дефектоскопия) по ГОСТ . Допустимо применение других методов дефектоскопии. Эксплуатация бурового оборудования Выявление подкаленных участков производится металлографическим методом, травлением раствором азотной кислоты в этиловом спирте или измерением твердости. Превышение твердости на 40 единиц и более по Бринеллю (Виккерсу) по сравнению с основным металлом свидетельствует о наличии подкала. 2.6. При проведении травления исследуемый участок необходимо ограничивать пластилином, надежно предотвратив затекание кислоты на другие участки. Участок травления после дефектоскопии следует нейтрализовать 10%-ным раствором соды, тщательно промыть водой и просушить. Целесообразно зачистить травленую поверхность наждачной шкуркой. 3. Устранение дефектов 3.1. Устранение дефектов с посадочных поверхностей бочки ротора может быть осуществлено в зависимости от степени их распространения общей проточкой пораженной поверхности или местной зачисткой шлифовальным камнем (зерно не грубее № 40) в зависимости от количества дефектов. С помощью шлифовального камня удаляются отдельные зоны подкала и трещины. Выборка должна иметь плавный переход к основной поверхности. На посадочных поверхностях бочки ротора допускаются местные выборки общей площадью не более 10 тыс. мм2 (на каждой поверхности) при максимальной глубине 5 мм. Более глубокие и на большей площади выборки могут быть допущены только по согласованию с заводом-изготовителем. Механическая обработка пораженной посадочной поверхности с применением станочного оборудования осуществляется только по согласованию с заводом-изготовителем. При этом не исключена необходимость изготовления нового бандажного кольца со специальными посадочными диаметрами. 3.2. Устранение дефектов в местах стыка пазовых клиньев в большом зубе осуществляется местной зачисткой шлифовальным камнем (зерно не грубее № 40). Чистота поверхности местных выборок должна соответствовать Rz = 20 мкм. В процессе ремонта, по документации завода-изготовителя, необходимо изменить положение пазовых клиньев таким образом, чтобы стыки клиньев (за исключением концевых) в соседних пазах были сдвинуты друг относительно друга. Стыки пазовых клиньев не должны располагаться в местах глубоких выборок металла ротора. 3.3. Дефекты (подгары, подкалы, трещины) должны быть удалены полностью. Полнота удаления подкаленного участка контролируется травлением мест выборки, а трещин — методами дефектоскопии или травлением. 3.4. При необходимости в случаях, не оговоренных настоящими Правилами, способ и объем устранения дефектов согласовываются с заводом-изготовителем. 4. Допуск роторов к эксплуатации Допускаются к дальнейшей эксплуатации роторы, на которых дефекты либо отсутствуют, либо устранены во время ремонта, выполненного в соответствии с требованиями настоящих Правил. Нарушение симметрии воздушного зазора между ротором и статором гидрогенераторов помимо ухудшения электрических характеристик генераторов вызывает увеличенное биение вала, повышение температуры сегментов направляющих подшипников, а также появление низкочастотной вибрации сердечника статора и крестовины, что может быть причиной повреждений и отказов в работе. Существующие в настоящее время практика и руководящие материалы по определению неравномерности воздушного зазора не дают возможности объективно оценить степень асимметрии форм ротора и статора и ее влияние на состояние генератора. На основе результатов специальных испытаний и теоретического анализа, выполненных ОАО "ВНИИЭ", разработаны Методические указания по определению форм ротора и статора гидрогенераторов и оценке симметрии воздушного зазора. В целях повышения надежности работы гидрогенераторов и обоснования объемов ремонтно- профилактических работ предлагается: Эксплуатация бурового оборудования 1. Осуществлять в соответствии с вновь разработанными РД 34.31.305-96 "Методические указания по определению форм ротора и статора гидрогенераторов и оценке симметрии воздушного зазора" (М.: РАО "ЕЭС России", 1996) периодический контроль форм ротора и статора гидрогенераторов и оценку симметрии воздушного зазора. Контроль проводить при каждом капитальном ремонте, но не реже чем 1 раз в 5 лет, а также в случае возникновения при подаче возбуждения повышенных низкочастотной вибрации статора и крестовины, биения вала и температуры сегментов направляющих подшипников. 2. В случае если уровни асимметрии форм ротора и статора превышают рекомендуемые в РД 34.31.305- 96 значения, для уточнения причин повышенной асимметрии и разработки рекомендаций по ее снижению проводить специальные инструментальные обследования с привлечением при необходимости специализированных организаций, имеющих лицензии на проведение указанных работ. 3. Заявки. на приобретение РД 34.31.305-96 направлять в ОАО "ВНИИЭ" Москва, Каширское шоссе, корп. 3. Зам. генерального директора В практике эксплуатации гидрогенераторов нередки случаи повреждений обмотки статора, вызванные нарушением паек головок лобовых частей и их перегревом, вплоть до выгорания места пайки. Существующие способы контроля паяных соединений либо не позволяют непосредственно определять их нагрев, либо настолько трудоемки, что делают практически невозможным контроль всех головок лобовых частей обмотки статора гидрогенератора. Для своевременного выявления ухудшения состояния паяных соединений и предотвращения их повреждений и отказов в работе предлагается: 1. Осуществлять контроль состояния паяных соединений лобовых частей обмоток статора гидрогенераторов через полгода и после первого года эксплуатации вновь введенных генераторов, а также генераторов, на которых проводились ремонтные работы, связанные с перепайкой головок лобовых частей. В дальнейшем проверку состояния паек головок лобовых частей обмотки статора генераторов, которые находятся в эксплуатации менее 10 лет, проводить один раз в 4 года, а более 10 лет — один раз в 2 года. 2. По вопросам приобретения Методических указаний и специализированных этикеток, а также при необходимости проведения первичного обследования обращаться в ОАО "ВНИИЭ" Москва, Каширское шоссе, корп. 3, Выполнение регламентированных Циркуляром № Э-8/80 контрольных и ремонтно- восстановительных работ позволило обеспечить в эксплуатации удовлетворительную плотность прессовки крайних пакетов активной стали зубцовой зоны сердечника статора гидрогенераторов. Накопленный за 16 лет опыт применения Циркуляра № Э-8/80 дал возможность осуществить корректировку ряда его положений и рекомендовать новые мероприятия. В частности, необходимы дифференцированный подход к определению состояния прессовки зубцовой зоны сердечника гидрогенераторов с запеченными и незапеченными крайними пакетами, а также индивидуальный подход к контролю плотности прессовки сердечников статоров гидрогенераторов с неудовлетворительной системой крепления активной стали (без отжимных болтов). Как правило, аварийные отключения происходят на турбогенераторах, имеющих бандажные кольца, выполненные из упрочненных наклепом среднеуглеродистых аустенитных (немагнитных) сталей, склонных к коррозионному растрескиванию (далее по тексту — коррозионно-нестойкие), чаще всего на роторах с двухпосадочной конструкцией бандажных узлов. Основная причина повреждения деталей бандажных узлов — коррозионное или коррозионно-усталостное растрескивание при совместном воздействии на них механических напряжений и повышенной влажности при температурах, соответствующих условиям эксплуатации и хранения. Исключение попадания влаги на поверхность бандажного, защитного кольца и накидной гайки в процессе изготовления, хранения и эксплуатации в значительной степени предохраняет их от коррозионного растрескивания. Одним из средств защиты бандажных колец и вспомогательных элементов бандажных узлов от коррозии является покрытие их специальной эмалью. Не менее опасны и другие дефекты, которые возникают в процессе эксплуатации чаще всего при двухпосадочной конструкции бандажных колец (подгары, контактная коррозия, трещины коррозионно- усталостного характера на посадочных поверхностях и т. д.). Эксплуатация бурового оборудования В настоящее время накоплен положительный опыт эксплуатации турбогенераторов, имеющих бандажные кольца, изготовленные из упрочненных наклепом низкоуглеродистых аустенитных (немагнитных) сталей, устойчивых против коррозионного растрескивания (далее по тексту — коррозионно-стойкие), и титановых сплавов. Эффективным способом предупреждения разрушений являются периодические осмотры бандажных, защитных колец, накидных гаек. Для своевременного обнаружения дефектов и предотвращения разрушения бандажных, защитных колец и накидных гаек роторов независимо от типа и конструкции турбогенераторов предлагается: 1. Проводить согласно приложениям 6.10 и 6.11 профилактический осмотр и дефектоскопию бандажных колец и вспомогательных элементов бандажных узлов в сроки, указанные в табл. 6.6, а также во всех случаях их демонтажа по другим причинам. Кроме того, проводить профилактические осмотры бандажных узлов с их демонтажем: — для турбогенераторов с бандажными кольцами из магнитной стали, алюминиевых сплавов и составными бандажными кольцами из коррозионно-нестойкой стали в сроки, установленные заводами- изготовителями или ремонтными предприятиями, разработавшими проект реконструкции бандажного узла; — для вновь введенных турбогенераторов первый осмотр — в соответствии с инструкцией завода- изготовителя; — на резервных роторах с бандажными кольцами из коррозионно-нестойкой стали и сроком хранения более 1 года или при нарушении условий хранения — перед их заводкой в статор. 2. Применять для снятия и насадки бандажных, защитных колец и накидных гаек только индукционный нагрев. Запретить нагрев газовыми и керосиновыми горелками во избежание пережогов металла и повреждения антикоррозионного покрытия. При снятии и насадке бандажных колец рекомендуется применять монтажные приспособления, поставляемые на электростанцию вместе с турбогенератором или изготовленные по чертежам ремонтных предприятий. 3. Производить ремонт бандажных, защитных колец и накидных гаек в случаях обнаружения признаков коррозионного растрескивания или других повреждений в соответствии с приложением 6.10. 4. На турбогенераторах с бандажными кольцами, изготовленными из коррозионно-нестойкой стали, наносить защитный слой антикоррозионной эмали КО-855 или другого антикоррозионного покрытия, которое по гарантиям изготовителя имеет высокую механическую прочность, термостойкость не ниже 280°С и не выделяет при длительном воздействии рабочей температуры 80—100°С химически активных веществ, особенно ионов хлора. Защитный слой наносится на все внутренние и наружные поверхности бандажных, защитных колец и накидных гаек, за исключением посадочных поверхностей и резьбовой части в конструкции с накидной гайкой. Посадочная поверхность носика бандажного кольца в конструкции с изоляционной прокладкой между бандажным кольцом и зубцами бочки ротора также должна быть покрыта антикоррозионной эмалью. 5. При ремонтах турбогенераторов с выводом ротора без снятия бандажей очищенные от грязи и масла бандажные, защитные и накидные гайки осмотреть визуально и с помощью лупы на отсутствие коррозионных трещин и других дефектов. В турбогенераторах с бандажными узлами, выполненными из коррозионно-нестойкой стали и покрытыми защитной антикоррозионной эмалью, осмотр осуществляется в местах нарушения эмалевого покрытия наружных поверхностей элементов бандажных узлов, а также на сомнительных участках поверхности, очищенных от эмали для осмотра. При отсутствии видимых дефектов восстановить покрытие в местах, где была нарушена или удалена эмаль, в соответствии с рекомендациями п. 7 приложения 6.12, а в случае применения других покрытий — рекомендациями его изготовителя. При обнаружении коррозионных трещин или других дефектов бандажное кольцо снять, произвести осмотр и ремонт в соответствии с требованиями, изложенными в приложениях 6.10 и 6.11. 6. Установить строгий контроль за условиями эксплуатации и хранения роторов турбогенераторов с бандажными кольцами из коррозионно-нестойкой стали, для чего: Эксплуатация бурового оборудования — обеспечить нормальную работу уплотнительных узлов воздухоохладителей, газоохладителей и водоподводов к обмоткам и другим узлам генераторов, не допуская попадания влаги в активную зону генератора; — принимать меры к предотвращению попадания масла в корпус генератора, а также обеспечивать выполнение норм ПТЭ в части отсутствия воды в эксплуатационном турбинном масле, подаваемом в систему маслоснабжения водородных уплотнений; — применять для осушки водорода (воздуха в генераторах, переведенных на воздушное охлаждение) фреоновые холодильные машины, обеспечивая температуру точки росы (влажность) водорода в корпусе генератора при рабочем давлении ниже, чем температура воды на входе в газоохладитель, но не выше 15°С; — обеспечить выполнение заводских норм влажности воздуха в генераторах с полным водяным и воздушным охлаждением; — обеспечить хранение бандажных, защитных колец, накидных гаек и роторов в сборе в период их монтажа и ремонта в условиях, исключающих попадание и конденсацию влаги на них. 7. При нарушении указанных в п. 6 положений, а также при работе турбогенераторов с любой конструкцией бандажных узлов в несимметричных и асинхронных режимах с продолжительностью и перегрузками выше допустимых производить внеочередной профилактический осмотр со снятием бандажных колец и вспомогательных элементов бандажных узлов. 8. Заменять новыми бандажные, защитные кольца, накидные гайки, признанные непригодными к дальнейшей работе, отдавая предпочтение изготовленным из коррозионно-стойкой стали и титановых сплавов. Установку бандажных колец, изготовленных из титановых сплавов, производить по проектам, разработанным заводами-изготовителями. 9. Производить ремонт бандажных колец, выполненных из магнитной стали, алюминиевых и титановых сплавов, по согласованию с заводом-изготовителем. 10. Роторы с надетыми бандажными кольцами, находящиеся в резерве на длительном хранении, а также поковки бандажных колец должны устанавливаться в специально отведенных местах. При этом должны быть обеспечены следующие условия: — наличие упаковки из негигроскопичных материалов; — расположение в стороне от сквозняков, в местах с минимальными колебаниями температуры окружающего воздуха; — исключение попадания на поверхность ротора и его элементов пыли, грязи, посторонних предметов, влаги, пара, сварочного грата и т. д.; — отсутствие рядом с ротором мест скопления воды, пожарных гидрантов, работающих насосов и прочих возможных источников увлажнения. Профилактическая промывка и прочистка водоотводящей сети Прочистка трубопроводов проводится в соответствии с планом профилактических работ, составленным с учетом результатов наружного и технического осмотров. Периодичность прочистки, как правило, не реже 1 раза в год. Так как слой осадка в сети допускается не более '/з—'А диаметра, то сети III и IV категорий могут прочищать 2—4 раза в год. Плановую прочистку сети проводят по бассейнам канализова-ния, начиная с верховья вниз по течению. Очищают сначала боковые линии, а затем магистральные. Если трубопровод на большом протяжении значительно заилен и имеется опасность сплава осадка к насосным или очистным станциям, то коллектор следует разбить на отдельные участки, прочищаемые с нижнего участка, или производить прочистку с одновременным удалением из сети размываемых осадков. Прочистка труб водоотводящей сети осуществляется в основном гидравлическими, гидродинамическими и механическими методами. Гидравлические методы прочистки трубопроводов Гидравлическую прочистку сети [3] в зависимости от диаметров трубопроводов осуществляют: промывкой водой или промывкой водой с использованием различных вспомогательных снарядов, а также с применением насадок с реактивной тягой. При Эксплуатация бурового оборудования гидравлическом способе промывка сети осуществляется водой, движущейся с повышенной скоростью. В зависимости от диаметра и состояния трубопровода рекомендуются следующие способы гидравлической прочистки: а) до 200 мм — промывка водой; б) до 500 мм — резиновыми шарами или дисками диаметром на 50—100 мм меньше диаметра прочищаемого трубопровода; в) 500—1600 мм — деревянными и металлическими шарами диаметром на 100—250 мм меньше диаметра прочищаемой трубы; г) более 1600 мм — деревянными (металлическими) цилиндрами и шарами диаметром на 250—500 мм меньше диаметра прочищаемой трубы. Длина используемого для прочистки труб цилиндра должна быть такой, чтобы исключалась возможность его заклинивания в коллекторе, т.е. длина цилиндра всегда должна быть больше диаметра трубопровода. Промывка сети водой может быть разовой или многократной в зависимости от гидравлических условий работы участков сети и осуществляется подачей воды из специальных промывных камер (рис. 5.6, а) или путем накопления сточной воды в сети и колодцах (рис. 5.6, б) [1] , а также из поливомоечных машин. Применение специальных промывных камер, заполняемых из естественного водоема или водопровода, эффективно при напоре воды в них не менее 1,5—2 м, емкости не менее 2 м 3 и регулярной промывке. Рис. 5.6. Промывка сети При промывке сетей путем накопления сточных вод (рис. 5.6, б) устье выходящего из колодца промываемого трубопровода закрывают пробкой. При достижении уровня жидкости определенной высоты пробку быстро вынимают, и вода устремляется в промываемый трубопровод. При неудовлетворительном качестве промывки операцию повторяют. Количество необходимой для промывки сети воды зависит от длины, диаметра, уклона, степени засоренности трубопровода и характера осадков. Из круглого колодца диаметром 1 м при высоте накопленного слоя воды 1,5—1,6 м можно промыть участок сети диаметром 150—200 мм длиной до 200 м. Недостатком промывки сети путем накопления сточной воды является образование подпора в вышележащих участках сети и как следствие — выпадение в ней осадков. Длительность одной операции промывки обычно значительна и составляет 1—2 ч. За рабочий день бригада промывает участок протяженностью 400—500 м. В отдельных случаях сеть можно промыть струей водопроводной воды из брандспойта, вводимого в промываемый трубопровод через верхний колодец. При использовании водопроводной воды необходимо получить разрешение от санитарных организаций. Использовать водопровод следует с большой осторожностью, чтобы избежать его повреждения или загрязнения при контакте со сточными водами. Так, нельзя быстро открывать и закрывать гидрант, поскольку это может вызвать гидравлический удар в водопроводной сети. Нельзя соединять стендер с грязным рукавом, чтобы не допустить случайного загрязнения воды в водопроводе. Более надежна в санитарном отношении и эффективна промывка сети из цистерн или с помощью поливомоечных машин. При использовании автоцистерн средний расход воды достигает 15 л/с. По эксплуатационным данным, расход воды, необходимый для промывки, составляет от 2 до 10% суточного расхода сточных вод, или 50—500 м 3 на каждый километр сети. Для сокращения расхода воды и интенсификации процесса размыва осадка в промываемую воду следует вводить добавки высокомолекулярных веществ (около 0,008% по массе). Промывку водоотводящей сети производит бригада в составе 2—4 человек. С санитарной точки зрения это наиболее желательный прием при очистке сети от отложений: рабочие, занятые Эксплуатация бурового оборудования промывкой сети, не соприкасаются со сточной жидкостью, и осадок не извлекается из труб на поверхность земли. При наличии плотного осадка в трубопроводах более эффективна гидравлическая прочистка с применением различных снарядов: резиновых, деревянных и металлических шаров, деревянных и металлических цилиндров. Плавающие снаряды перекрывают верхнюю часть сечения трубы и этим создают подпор. Под действием напора воды снаряд продвигается по трубе. Скорость движения снаряда и, следовательно, величину подпора регулируют с помощью удерживающего троса. Сточная вода протекает под снарядом через суженное сечение очищаемого трубопровода со скоростью 5—7 м/с и размывает осадок в лотке. Эффективность размыва осадка в значительной мере зависит от расхода и скорости течения воды из-под снаряда. При расходе сточной воды, не обеспечивающем перепад в 600—700 мм между уровнями жидкости до и после снаряда, ее необходимо добавлять. Для диаметров трубопроводов водоотводящей сети до 600 мм для профилактической очистки часто используют наполненные воздухом резиновые шары. Размеры шаров должны быть на 50 мм меньше диаметров прочищаемых трубопроводов. Резиновая камера шара закладывается в специально скроенную и сшитую из брезента или прорезиненной ткани оболочку и надувается при помощи насоса. Для уменьшения износа оболочки при прочистке ее дополнительно заключают в сетку-оплетку, изготовленную из веревки или брезентового ремня. К такому каркасу прикрепляют кольца для соединения шара с тросом лебедки. Операции по прочистке сети резиновыми шарами выполняют в такой последовательности. После установки знаков ограждения и проверки наличия газа в открытых смотровых колодцах прочищаемого интервала сети в верхний колодец опускаются блок и шар, к кольцу которого привязаны веревка или трос. Если не удается установить блок с поверхности, то рабочий, спустившись в колодец, закрепляет блок и заправляет шар в трубопровод. Поднявшись затем на поверхность и держа веревку в руках, рабочий следит за повышением уровня воды в верхнем колодце. Как только уровень воды в колодце достигает 0,8—1,0 м, рабочий постепенно отпускает натянутую веревку или сматывает трос с помощью лебедки, регулируя скорость движения шара по трубопроводу. Под воздействием образовавшегося подпора воды шар продвигается по трубопроводу. Между плавающим шаром и лотком трубопровода остается узкое пространство, в которое с повышенной скоростью устремляется вода и размывает осадок. Практикой установлено, что при небольшом количестве осадка он появляется в нижнем колодце сначала в виде кухонных отбросов, а когда шар проходит 3 Д прочищаемого участка, появляется песок. Основная масса осадка передвигается примерно на расстоянии 0,5—1,0 м от шара (рис. 5.7). В случае необходимости второй рабочий, находящийся в колодце, извлекает осадок при помощи совка и выгружает его в ведро, которое после наполнения поднимает на поверхность третий рабочий. На время удаления осадка продвижение шара прекращается. При выходе шара в нижний колодец находящийся там рабочий отвязывает от него веревку (трос), вытаскивает ее обратно (через верхний колодец) и повторяет операции по установке блока и заправке шара на следующем участке сети. Если трос длинный, то шар последовательно пропускают по нескольким интервалам из одного колодца. Это значительно повышает производительность труда. При замедлении или прекращении движения шара его следует немного подтянуть назад и вновь отпустить. Если, несмотря на принятые меры, шар прекратил свое движение из-за встречи с трудно размываемым водой осадком, то необходимо перейти на работу с двумя лебедками, устанавливаемыми над верхним и нижним колодцами. В этом случае шар вытаскивают обратно в верхний колодец, и подпор воды ликвидируется. Для протаскивания троса через трубопровод ко второй лебедке из верхнего колодца пускают поплавок с привязанным к нему капроновым прочным шнуром. Рис. 5.7. Прочистка сети с помощью шара: 1 — лебедка; 2 — укосина с блоком; 3 — трос; 4 — шар; 5 — осадок После того как поплавок появится в нижнем колодце, рабочий в верхнем колодце привязывает к концу шнура вспомогательный тонкий тросик. Этот Эксплуатация бурового оборудования вспомогательный тросик протаскивают при помощи шнура через трубопровод и присоединяют к рабочему тросу второй лебедки, установленной над нижним колодцем. Для протаскивания троса можно также использовать эластичный пруток из стекловолокна СОВЯА, выпускаемый длиной 60, 120, 150 и 200 м (рис. 5.8). Из верхнего колодца в трубопровод вводят шар с присоединенными к нему с двух сторон тросами от лебедок. При остановках шара в трубопроводе его подтягивают тросом лебедки со стороны нижнего колодца. Делать это надо осторожно, чтобы не повредить шар. Иногда причиной прекращения движения шара может быть засорение блоков осадками, мешающими свободному продвижению тросов, наматывание тряпок на трос или соскакивание троса с блока. Для устранения таких неполадок следует остановить работу, проверить состояние всех приспособлений и при необходимости очистить их. Лебедку над нижним колодцем следует устанавливать так, чтобы оставалось свободное место для спуска рабочего в колодец и подъема задержанного осадка. Технология прочистки коллекторов больших диаметров деревянными цилиндрами и металлическими шарами аналогична прочистке резиновыми шарами с использованием двух лебедок. Работа с ручными лебедками трудоемка и малопроизводительна. Для интенсификации процесса очистки следует использовать машины для механической очистки канализационных сетей (ДКТ- 201) с утепленным кузовом-фургоном, в задней части которого установлена мощная механизированная лебедка с тяговым усилием 1500 кгс и канатовместимостью барабана 126 м. С правой стороны внешней задней стенки фургона установлен также поворотный консольный кран грузоподъемностью 500 кг с вылетом стрелы 1 м. Поворот крана в плане на 180° осуществляется вручную. Утепленный кузов рассчитан на транспортировку трех рабочих с необходимым инструментом для работы по прочистке водоотводящей сети. Машина комплектуется и переносной вспомогательной лебедкой с ручным приводом тяговым усилием 500 кгс и длиной троса 150 м. При производстве работ машину устанавливают так, чтобы блок с консолью основной лебедки находился над нижним колодцем прочищаемого интервала. Вспомогательную лебедку устанавливают над верхним колодцем. Ремонтное обслуживание насосных станций 6.3.1. Периодичность профилактических испытаний и осмотров, текущих и капитальных ремонтов определяется планами и графиками ремонта оборудования. Графики ремонта, профилактических испытаний и осмотров оборудования устанавливаются ежегодными планами, утверждаемыми руководством станции. 6.3.2. При проведении ремонтов должны выполняться также мероприятия, направленные на повышение надежности работы оборудования, улучшение технико-экономических показателей и совершенствование оборудования путем модернизации отдельных элементов и узлов, с учетом передового опыта и новых разработок (обточка, профилирование и шлифовка рабочих колес насосов, совершенствование расходомерного хозяйства, затворов, клапанов, замена устаревшего оборудования и проч.). 6.3.3. До вывода в ремонт агрегатов и механизмов должны быть проведены подготовительные работы: а) составлены ведомости объема работ и смета, которые уточняются после вскрытия и осмотра агрегата; б) составлен график проведения ремонта, заготовлены необходимые материалы и запасные части; в) составлена и утверждена техническая документация на выполнение работ по модернизации оборудования, намеченной в период ремонта; г) укомплектованы и приведены в исправное состояние инструмент, приспособления, такелажное оборудование и подъемно-транспортные механизмы; д) подготовлены рабочие места для ремонта, произведена планировка ремонтной площадки с указанием мест размещения частей и деталей; е) укомплектованы и проинструктированы ремонтные бригады. 6.3.4. Документация по капитальному ремонту утверждается главным инженером станции и согласовывается с руководством ремонтного предприятия (в случае выполнения ремонта подрядными организациями). Эксплуатация бурового оборудования 6.3.5. Установленное на станции оборудование должно быть обеспечено запасными частями и материалами. Должен вестись учет имеющегося на станции запасного оборудования и запасных частей. При хранении запасных частей и оборудования должны быть приняты меры по сохранению их работоспособности (предохранение от коррозии, увлажнения и загрязнения). 6.3.6. Станция должна располагать чертежами для заказа запасных деталей и узлов оборудования. 6.3.7. Конструктивные изменения основного оборудования и изменения гидравлических и других схем могут производиться в установленном на предприятии порядке с согласованием заводов-изготовителей и проектных организаций. 6.3.8. Ремонт оборудования должен производиться в соответствии с действующими инструкциями. 6.3.9. Результаты центровки и балансировки насосных агрегатов, величины зазоров и другие замеры, связанные с изменением состояния деталей, особенно диаметры рабочих колес насосов, после их обточки, должны заноситься в ремонтный журнал или паспорт ремонтируемого насоса. 6.3.10. В процессе ремонта агрегатов лица, назначенные руководством станции, должны осуществлять приемку из ремонта отдельных узлов и вспомогательных механизмов. 6.3.11. При приемке основного оборудования из ремонта должно быть проверено выполнение всех работ, перечисленных в ведомости, и дана предварительная качественная оценка ремонта и внешнего вида оборудования (покраска, чистота, состояние площадок обслуживания, перил и т.д.). 6.3.12. Вновь вводимое после ремонта оборудование испытывается в соответствии с действующими инструкциями. 6.3.13. Основное оборудование, после предварительной приемки и испытаний, проверяется под нагрузкой в течение времени, указанного заводом-изготовителем, но не менее 72 часов. При отсутствии дефектов в работе в течение этого периода оборудование вводится в эксплуатацию. Если будут обнаружены дефекты, капитальный ремонт не считается законченным. После устранения дефектов оборудование подвергается повторной проверке под нагрузкой на прежних условиях. 6.3.14. Все работы, выполненные при капитальном ремонте основного оборудования, принимаются по акту, к которому должна быть приложена техническая документация по ремонту. Акты с приложениями хранятся в паспортах оборудования. О работах, выполненных при капитальном ремонте остального оборудования, должна быть сделана подробная запись в паспорте оборудования или в специальном ремонтном журнале. Эксплуатация бурового оборудования Практическая работа № 20 ТЕМА: Проведение технико-экономического сравнения вариантов технологического процесса Цель работы: научиться проводить технико-экономическое сравнение вариантов технологического процесса ЛЕБЁДКА Разработана методика по проведению |