База книг в электронке для ЭНН УТЭК / трубопроводы / АЛИЕВ Сооружение и ремонт газонефтепроводов

Ри:. 91. Приспособление для врезки отводов в действующие нефтепродуктоттрсводы

На редукторе для ограждения шпинделя 8 закреплен кожух

10 с конечным выключателем 9, служащим для отключения электродвигателя при достижении режущим инструментом

крайнего положения, и кулачком 7, контролирующим подачу режущего инструмента.

В качестве режущего инструмента применена торцовая кольцевая фреза 3, закрепленная вместе со сверлом 15 на конце шпинделя 8. Установка оснащена сменными корпусами 14 и фрезами для вырезки отверстий различного диаметра. Все корпуса имеют патрубок 1 с фланцем 2. Через патрубок осу­ ществляется подача охлаждающей жидкости. К нему крепится насос, с помощью которого проводится опрессовка корпуса установки, задвижки и приваренного к действующему трубо­ проводу патрубка.

Работу по врезке отвода осуществляют следующим обра­ зом. После вскрытия трубопровода в месте врезки с его по­

и будущий отвод.

При проведении сварочных работ давление в трубопроводе, по которому ведется перекачка продукта, не должно превышать 2 МЛа. По окончании сварочных работ оно может быть уве­ личено до рабочего. К приваренному патрубку с фланцем кре­ пят задвижку, под которой устанавливают временную опору. К ответному фланцу задвижки крепят установку. Перед фре­ зерованием отверстия всю полость от трубопровода до уста­ новки заполняют эмульсией для охлаждения и смазки режу­

249

щего инструмента и с помощью насоса опрессовывают корпус установки, задвижки и приваренный к трубопроводу патрубок (давление равно 1,5 рабочего давления в трубопроводе). Дав­ ление опрессовки сохраняют в течение 5 мин. Подтекания в местах соединения и потение сварных швов не допускаются.

После этого режущий инструмент через открытую задвижку подводят к поверхности трубы п фрезеруют отверстие. По окончании операции режущий инструмент вместе с вырезанным «пятаком» отводят в исходное положение. Задвижку закры­ вают, а установку демонтируют. К задвижке присоединяют отвод. На этом работа по врезке отвода заканчивается. При врезке отвода установку обслуживает один человек. Макси­ мальное время вырезки отверстия составляет 25 мин. Масса установки 306 кг.

Разработана технология безогневого метода врезки отводов в действующие газопроводы под высоким давлением. Она пол­ ностью исключает сварочные работы на действующем газопро­ воде за счет применения стыковочного узла, присоединяемого к газопроводу с помощью специального герметика, и фрезерной установки для вырезки отверстий.

Стыковочный узел состоит из двух половин с продольными фланцами. Одна половина его имеет патрубок с запорным устройством, диаметр которого соответствует диаметру под­ соединяемого газопровода. Обе половины соединяются шпиль­ ками после их установки на поверхности трубопровода.

Стыковочный узел изготавливают на специальной оснастке индивидуально для каждого диаметра и герметизируют с по­ верхностью трубопровода посредством уплотнительного кольца и герметика, обеспечивающих абсолютную герметизацию на давления 5,6—7,5 МПа. Герметик рассчитан на период работы газопровода 20—30 лет при температурах от +80 до — 40 ЛС.

Отверстия для отвода на действующем газопроводе выре­ зают специальной фрезе;рной установкой. Режущий инструмент представляет собой набор коронных фрез со специальным про­ филем зуба и сверла.

После определения точки подключения будущего отвода к трубопроводу отрывают котлован, наружную поверхность трубопровода очищают от изолирующих покрытий и продуктов коррозии. На зачищенную поверхность трубопровода и внут­ реннюю поверхность обеих половин стыковочного узла тонким слоем наносят герметик, приготавливаемый на базе эпоксид­ ных смол с добавлением необходимых наполнителей и пласти­ фикаторов, которые обеспечивают надежную эксплуатацию стыковочного узла в течение всего периода работы трубопро­ вода. В момент затяжки шпилечного соединения герметик за­ полняет раковины и микротрещины. Надежность всего узла проверяют гидравлическим испытанием на прочность и гер­ метичность. После этого к фланцу запорного устройства сты­ ковочного узла монтируют фрезерную установку.

25)

Фрезерную установку подключают к передвижной электро­ станции. Электропривод через редуктор передает вращатель­ ное движение режущему инструменту, который подводят к телу трубы через открытое запорное устройство. Для предотвра­ щения гидроудара при врезке под давлением тело трубы сна­ чала просверливают сверлом. После сверления в течение 30— 40 с выравнивают давление в трубопроводе и полости патрубка отвода, затем начинается фрезерование. Режим фрезерования регулируют штурвалом привода подачи.

Конструкция режущего инструмента обеспечивает своевре­ менное изъятие стружки и вырезаемого элемента тела трубы из рабочей зоны и исключает попадание их в газопровод. По окончании фрезерования режущий инструмент выводят в край­ нее правое положение, а запорное устройство на патрубке отвсда переводят в закрытое положение. Через продувочный штуцер установки газ сбрасывают из полости между рабочим органом запорного устройства и присоединительным фланцем установки до достижения атмосферного давления. К запор­ ному устройству патрубка присоединяют газопровод-отвод или технологическую линию.

Г л а в а 11

РЕМОНТ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

РЕМОНТ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

Ремонт центробежных насосов, являющихся основным обору­ дованием НС, ведут агрегатно-узловым способом. Он сводится к демонтажу изношенных (вышедших из строя) и монтажу за­ ранее подготовленных (новых или отремонтированных) агре­ гатов и узлов. Ремонт узлов и агрегатов осуществляют цен­ трализованные базы производственного обслуживания (ЦБПО), состоящие из выездных (ВРБ) и оперативных (ОРБ) ремонт­ ных бригад. В состав ВРБ, выполняющих плановые работы,

ряд), а также слесари по ремонту средств автоматики и КИП (2—3 чел., IV—VI разряд). Для проведения неплановых ре­

который составляют с учетом времени, отработанного обору­ дованием, а также данных, полученных при испытаниях и измерениях. Исходный материал для составления графика на новый год — графики ремонтов и технического обслуживания

текущего года с отметкой о выполнении запланированных ре­ ментов, вахтенные и ремонтные журналы.

Система технического обслуживания и ремонта (ТОР) обо­ рудования строится:

по наработке — сюда относят магистральные и подпорные насосы и их привод, маслонасосы, компрессоры, водяные на­

сосы, насосы откачки утечек и другое оборудование;

пит, электросиловое оборудование, арматуру, технологические трубопроводы и т. п.

По данным эксплуатации ремонтный цикл и межремонтный период работы насосов в основном совпадают с межремонтным периодом электродвигателей. Большинство технологически';: установок НС работает в длительном непрерывном режиме с высокой степенью загрузки. Для этих установок принимают девятиили шестипериодный ремонтный цикл: К — Т\ — Т2 — Т\ — Т2— Т\ — Т2— Т\ — Т2— К или к — Ту— Т2— Т\— Т2— Т{— К, элементами которого являются капитальный К и текущие ремонты первого Т\ и второго Т2 видов. Независимо от этого на всем протяжении ремонтного цикла осуществляют техни­ ческое обслуживание ТО в процессе эксплуатации установок.

Текущий ремонт необходим для предупреждения отказов,, уменьшения интенсивности ухудшения технического состояния и восстановления работоспособности оборудования. При его проведении заменяют и восстанавливают отдельные части агршатов, проводят их регулировку.

Текущий ремонт подразделяют на два вида, которые разли­ чаются между собой периодичностью проведения работ, их соуержанием и применяемыми техническими средствами. При текущем ремонте первого вида узлы не надо транспортировать на ЦБПО. Его проводят без вскрытия крышки насоса. Текущий ремонт второго вида предусматривает разборку насоса (без демонтажа с фундамента), замену ротора на резервный или отремонтированный. Вынутый ротор доставляют на ЦБПО.

Цель капитального ремонта — достижение исправности и полного (или близкого к полному) восстановления ресурсаоборудования, любые части которого (включая базовые) заме­ няют или восстанавливают, а затем регулируют. Капитальный ремонт насосов, как правило, осуществляют на ЦБПО. Ремонт фундамента, демонтаж, а затем монтаж насоса проводит ВРБ.

При аварийных отказах оборудования возникает необходи­ мость в проведении непланового ремонта, выполняемого пер­ соналом ОРБ и не входящего в систему ТОР.

252

вод IT в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. По око шании ремонтных работ проверяют центровку и подготавли­ вают насосный агрегат к пуску. Пуск и проверку работы его под нагрузкой проводят в установленном порядке. Вышедшее из -екущего ремонта оборудование считается принятым в экс­ плуатацию после проверки его состояния и испытания в рабо­ чем режиме в течение 8 ч.

]Три текущем ремонте второго вида выполняют все предыдуние операции и, кроме этого, производят вскрытие насоса с згменой ротора в сборке, подшипников скольжения, шарико­ подшипников, независимо от состояния деталей, осуществляют при иабровку новых вкладышей по валу и проверку прилегания вкладышей к корпусу подшипника. Перед разборкой и после сборки ротора насоса замеряют радиальные зазоры между уплэтнительными втулками ротора, уплотнительной втулкой рабочего колеса и самим рабочим колесом. Измерения проводят в четырех точках по периметру (вверху, внизу, слева, справа). Результаты измерений заносят в ремонтный формуляр. Пол­

подшипники скольжения и качения, уплотняющие втулки, про­ веряют состояние корпуса и патрубка насосов. При обнаруже­ нии трещин во фланцевых соединениях и разъемах чугунный корт ус насоса заменяют новым. На насосах со стальным кор­ пусом обнаруженные дефекты устраняют с помощью сварки.

Демонтаж подлежащего капитальному ремонту насоса и монтаж нового или заранее отремонтированного насоса осу­ ществляет персонал ВРБ. При этом проводят дефектацию и ремонт фундамента с заменой при необходимости анкерных болтов, установку и монтаж насоса, центровку агрегата, ги­ дравлические испытания при избыточном давлении, превышаю­ щем рабочее на 0,5 МПа, и опробование насоса под нагрузкой в течение 24 ч.

РЕМОНТ ГАЗОТУРБИННЫХ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ

В соответствии с регламентом технического обслуживания на газотурбинные газоперекачивающие агрегаты (ГГПА) опре­ делены два вида планового ремонта: средний и капитальный. ■Средний ремонт — комплекс профилактических ремонтных ра­ бот да отдельных узлах ГГПА, выполняемых с целью восста­ новления эксплуатационных характеристик агрегата при па­ дения номинальной мощности не более чем на 15 % для ГТК-10, ГТН 9, ГТ-6-750, ГТК-16 и не более чем на 25% для ГТ-700-4, ГТ-700-5, ГТ-750-6 и обеспечения его надежной эксплуатации

254

до ближайшего капитального ремонта. При среднем ремонте

вобязательном порядке проводится дефектация отработавших эксплуатационный ресурс узлов и деталей.

Капитальный ремонт заключается в полной разборке и дефектации основного и вспомогательного оборудования агрегатг, замене отработавших заводской ресурс составных частей,

втом числе и базовых, регулировке и испытании систем, вы­ полнении работ по восстановлению эксплуатационных харак­ теристик агрегата при падении номинальной мощности более чем на 25 % для ГТК-10, ГТН-9, ГТ-6-750, ГТК-16 и более чем на 35 % для ГТ-700-4, ГТ-700-5, ГТ-750-6.

дом ГГПА в плановый ремонт необходимо выполнить заплапирзванный вид технического обслуживания.

Продолжительность ремонта зависит от его вида, числа де­ фектов и степени выработки основными деталями и узлами

ресурса, но не должна превышать 6 % от продолжительности межремонтного периода (наработки).

При среднем ремонте осуществляют вскрытие, разборку и промывку узлов осевого компрессора (ОК), ТВД и ТНД на­ гнетателя и редуктора. В процессе ремонта определяют вели­ чину износа и наличие дефектов в деталях и узлах, замеряют зазэры проточной части агрегатов, проводят замеры по подшип­ никам и уплотнениям, дефектоскопию лопаточных аппаратов

ОК, ТВД и ТИД; ремонт и замену газовых, воздушных и мас­ лозащитных уплотнений, проверяют систему охлаждения диска ТИД; проводят ревизию или ремонт подшипников, камеры сгоэания, насосов смазки и уплотнения, прокачку маслосистены; ревизию фундамента, подтягивают анкерные болты, проверяют работу систем вентиляции и отсоса паров из кар­ тера подшипников и рамы маслобака.

При капитальном ремонте дополнительно к перечисленным операциям проводят ремонт роторов с заменой дефектных лопаток, балансировку роторов, осуществляют ремонт турбо­ детандера, внутренней изоляции ТНД и ТВД, проводят реви­ зию и ремонт маслоохладителей, системы регулирования и за­ щиты, запорной арматуры, воздухозаборной камеры, поплав- коеой камеры и аккумулятора масла, чистку маслопроводов и их прокачку.

Полный перечень работ при ремонтах ГГПА определяется инструкциями по обслуживанию и ремонту агрегатов и дру­ гими нормативными документами.

Технологическая последовательность проведения ремонтных работ отражается в сетевом графике. Поскольку ремонты от­ личаются друг от друга объемом работ и числом ремонтного персонала в бригадах, перед каждым ремонтом типовой сете­ вой график конкретизируется в зависимости от результатов комплексного обследования агрегата.

255

Средние и капитальные ремонты фиксируются за счет амортизационных отчислений, предназначенных для частичного восстановления основных фондов. Размеры затрат на прове­ дем не ремонта определяют сметой, при составлении которой исгользуют соответствующие прейскуранты.

агрегатом и контроль его технического состояния. Плановый осмотр проводят через каждые 500 ч работы.

При проведении ПО выполняют следующие работы: зскрывают люки и проверяют нагрев подшипников, заме­

ряют расхождение щек коленчатого вала, определяют зазоры в толкателях клапанов, подтягивают гайки фундаментных бол­ тов проверяют крепление всех деталей движения, узлов кри­ вошипно-шатунного механизма и рамовых подшипников;

проверяют систему зажигания, регулируют зазоры между контактами прерывателя;

очищают и промывают фильтры тонкой и грубой очистки масча, воздушный фильтр, смазывают подшипники коромысел привода газовыпускных клапанов, проверяют уровень масла в раме и проводят анализ масла в картере агрегата.

Все обнаруженные неисправности устраняют. По окончании ПО агрегат опробуют на холостом ходу и под нагрузкой в те­ чение 1 ч.

При текущем ремонте, проводимом через 4000 ч рабо­ ты агрегата, осуществляют работы, предусмотренные ПО, а также:

разбирают силовую часть агрегата и очищают от нагара поршни, кольца, выхлопные и продувочные окна цилиндров;

ссматривают клапаны компрессорных и продувочных ци­ линдров, проверяют состояние зеркала компрессорных цилинд­

ров, контролируют крепление поршней и башмаков крейцкоп­ фов:

проверяют зазоры между поршнем и цилиндром, зазоры в ксренных и шатунных подшипниках, а также величину вред­ ного пространства компрессорных цилиндров;

полностью проверяют систему зажигания, приборы защиты и автоматики.

На проведение ТР отводят 7 календарных дней. По окон­ чании ремонта агрегат должен пройти обкатку на холостом ходу в течение 0,5 ч и под нагрузкой в течение 3 ч.

^ерез 8000 ч работы агрегата проводится средний ремонт, который осуществляют силами подрядной организации или эксплуатационным персоналом в течение 20 дней. При этом

256

проводят работы предусмотренные текущим ремонтом. Кроме того, выполняют следующие работы:

проверяют состояние всех подшипников, определяют сте­ пень износа, конусность и овальность шеек коленчатого вала, заменяют изношенные детали;

проверяют состояние цилиндропоршневой группы силовой частт, замеряют износ цилиндров и поршней, радиальные и торцевые зазоры компрессорных и маслосъемных колец (из­ ношенные кольца, цилиндры и поршни заменяют комплектно); проводят полную разборку компрессорной части с заме­ ром износов компрессорных цилиндров, их поршней и штоков

(при необходимости изношенные детали заменяют); проверяют все вспомогательные системы газомотокомпрес-

сора.

Капитальный ремонт проводят через 40—50 тыс. ч работы

подрядной организации, осуществляют полную разборку газомотс'компрессора. В дополнение к перечисленным работам в большинстве случаев проводят опиловку и проточку шеек коленчатого вала или замену коленчатого вала, замену и перезаливку вкладышей всех подшипников, ремонт фундаментной рамы, полную замену цилиндро-поршневой группы силовой части агрегата и т. д. Полный объем работ определяется в за­ висимости от состояния агрегата и регламентируется специаль­ ными руководствами.

По окончании капитального ремонта газомотокомпрессор проходит приемо-сдаточные испытания, результаты которых оформляют актом.

Г л а в а 12

РЕМОНТ РЕЗЕРВУАРОВ

ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ПРОЧНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ

Основные причины нарушения прочности резервуаров при их эксплуатации — колебания температуры окружающей среды, гидравлического давления налитого нефтепродукта, вызываю­ щего горизонтальное кольцевое напряжение, неравномерные просадки резервуаров, знакопеременное давление в газовом пространстве, отклонения корпуса от формы цилиндра, дефекты в сварных швах.

низких температурах приводит к образованию больших внут­ ренних напряжений в отдельных узлах, особенно в нижних

поясах и в месте сопряжения первого пояса с днищем. Нарушение правил технической эксплуатации резервуаров,

натример опорожнение или заполнение их нефтепродуктом со скоростью, превышающей максимальную пропускную способ­

ность дыхательных клапанов, может вызвать разрушение резервуаров.

При монтаже и эксплуатации резервуаров, имеющих боль­ шие размеры и малую жесткость, неизбежны отклонения кор­ пуса от правильной геометрической формы (выпучины, вмя­ тины или гофры). Кроме того, на резервуары разрушающие действуют некоторые компоненты нефти и нефтепродуктов (сэра и сероводород) и атмосферная влага. Эти вещества ак­ тивно взаимодействуют с металлом вызывают сильный коррозиэнный износ его.

Разрушения стальных вертикальных резервуаров происхо­ дят при гидравлической опрессовке их после монтажа, капи­ тального ремонта и в процессе эксплуатации. Причины разру­ шений при гидравлической опрессовке — плохое выполнение, сварочно-монтажных работ, несоответствие примененных при сооружении резервуара материалов (листовая сталь, электроды, электродная проволока, флюс) требованиям государственных стандартов, отступление от технических условий изготовления и монтажа стальных и цилиндрических вертикальных резер­

вуаров для хранения нефти и нефтепродуктов.

При эксплуатации резервуаров встречаются следующие де­ фекты: просадка оснований резервуаров и газгольдеров и свя­

занная с ней деформация корпусов металлических газонефтехрзнилищ, нарушение прочности и плотности сварных швов, трещины в кровле, днище и корпусе.

ОРГАНИЗАЦИЯ ПЛАНОВО-ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНОГО РЕМОНТА

Для поддержания резервуаров в технически исправном со­ стоянии проводят ППР, которые предусматривают текущий,

средний и капитальные ремонты самого резервуара и всего резервуарного оборудования. Планово-предупредительный ре­ монт резервуаров выполняют с соблюдением календарного графика ремонтов, составленного на основе технического со­ стояния резервуаров, характера работы резервуарного парка,,

отдельных перекачивающих станций и всего трубопровода. Графики ремонтов разрабатывают на год по каждой перека-

ч-иьакнцей станции. Их утверждает главный инженер нефте­ проводного управления.

Следует заблаговременно разрабатывать проект организа­ ции работ по проведению ремонта и выбирать методы ликви­ дации отдельных дефектов.

258