Техническое обслуживание магистрального насоса

Технологическая схема линейно-производственной диспетчерской станции "Уват". Комплекс мероприятий, выполняемых перед проведением подготовительных работ. Выполнение всех видов работ по техническому обслуживанию и ремонту магистрального насоса НМ 10000-210.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 22.07.2014
Размер файла 118,7 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по дисциплине:

"Техническое обслуживание и ремонт насосных и компрессорных станций"

на тему:

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ МАГИСТРАЛЬНОГО НАСОСА

Содержание

  • Введение
  • Глава I. Общая часть
  • 1.1 Характеристика местности
  • 1.2 Природно-климатическая характеристика
  • 1.3 Технологическая схема линейно-производственной диспетчерской станции "Уват"
  • 1.4 Техническая характеристика магистральных насосных агрегатов
  • 1.5 Комплекс мероприятий выполняемых перед проведением подготовительных работ
  • 1.6 Подготовительные работы
  • 1.7 Описание технологии процесса по техническому обслуживанию
  • Глава II Основная часть
  • 2.1 Выполнение всех видов работ по техническому обслуживанию и ремонту магистрального насоса НМ 10000 - 210
  • 2.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию
  • 2.3 Типовой объем работ выполняемых при среднем ремонте МН
  • Глава III Расчетная часть
  • 3.1 Расчет вертикальных вынужденных колебаний действующих на фундамент магистрального агрегата НМ 10000 - 210
  • 3.2 Расчет коэффициента полезного действия насосного агрегата
  • Глава IV Специальный вопрос
  • Глава V. Безопасность жизнедеятельности и охрана окружающей среды
  • Заключение
  • Список литературы

Введение

В энергетическом балансе нашей страны одно из первых мест занимает углеводородное сырьё. Современные магистральные нефтепроводы большого диаметра представляют собой транспортные инженерные сооружения большой мощности и пропускной способности. Масштабы развития нефтяной отрасли в советский, но и в современный период поражают воображение: осваиваются все новые и новые месторождения, страна год от года наращивает нефтедобычу, создается единая система нефтепроводов, не имеющая себе равных в мире по уровню концентрации мощностей. Но во все времена нашей непростой истории работники трубопроводного транспорта нефти успешно справляются со своей задачей - обеспечением транспортировки непрерывно возрастающих объемов "черного золота" [1].

Так, пропускная способность магистрального нефтепровода диаметром 1220 мм - 0,3 млн. т/сут нефти на расстояния до 3500-4500 км. Начальное давление в магистральных нефтепроводах уже достигает 6,4 МПа. Энергия, обеспечивающая перемещение газа, нефти или нефтепродуктов по магистральным трубопроводам, сообщается соответственно насосными станциями. Однако энергия, переданная потоку газа или нефти в начале магистрального трубопровода, быстро снижается по мере перемещения, что приводит к снижению скорости перемещения потока. Если движущийся поток нефти или нефтепродукта не будет получать дополнительную энергию, то давление во внутритрубном пространстве может уменьшиться до нуля, а движение потока нефти или нефтепродукта может прекратиться. В связи с этим для компенсации потерь энергии в среднем через каждые 100 - 150 км по длине магистральных трубопроводов устанавливают промежуточные насосные станции. Промежуточные насосные станции предназначены для поддержания необходимого режима транспорта нефти или нефтепродукта по всей длине магистрального трубопровода. Размещают промежуточные насосные станции по трассе магистрального трубопровода в среднем через каждые 100-150 км. Подключение промежуточных станций к магистральному трубопроводу предусматривает возможность их отключения и пропуск газа, нефти или нефтеродукта по трубопроводу, минуя промежуточные станции. На насосных станциях в традиционном исполнении основные перекачивающие агрегаты и часть вспомогательного оборудования размещали в тяжелых капитальных зданиях, главным образом с железобетонным несущим каркасом. При этом большое число единиц основного и вспомогательного оборудования поступало с заводов-изготовителей не укрупненными блоками, а в виде отдельных частей и деталей с последующей их монтажной сборкой на строительной площадке. Насосные станции такого типа отличались большой трудоемкостью строительства и монтажа и длительными сроками их сооружения.

Технологическое оборудование нефтеперекачивающей станции с течением времени подвергается естественному старению, износу и даже разрушению под воздействием факторов сопровождающих производственный процесс. При этом отдельные детали, узлы и оборудование в целом теряют свои первоначальные технико-экономические качества.

Однако одним из составляющих на нефтеперекачивающей станции является магистральный насос, который необходим для поддержания определенного давления в магистральном нефтепроводе. Во время эксплуатации насосных установок и магистральных насосов необходимо обеспечивать постоянный уход и контроль за ними. Качественный уход за магистральными насосами обусловливает надежность эксплуатации. Постоянная эксплуатационная готовность насосных установок и магистральных насосов может быть гарантирована лишь тогда, когда даже во время стоянки за насосом осуществляют тщательный уход.

Для восстановления и поддержания магистрального насоса в работоспособном состоянии, а также для предупреждения преждевременного ухудшения характеристик насоса необходимо производить комплекс планово - предупредительных работ (ППР), в котором предусмотрены мероприятия по техническому обслуживанию и ремонту магистрального насоса.

магистральный насос ремонт обслуживание

Глава I. Общая часть

1.1 Характеристика местности

В административном отношении рассматриваемая станция находится в Уватском районе Тюменской области. Линейно производственно-диспетчерская станция "Уват" находится на землях Уватского лесхоза, Уватского района, Тюменской области, на расстоянии 6 км к востоку от районного центра Уват.

Рельеф местности относительно спокойный с колебаниями отметок 84м, снижаясь до 42,0 м. Площадка ЛПДС "Уват" расположена на возвышенности высотой 84,0 метра над уровнем моря Балтийской системы, на расстоянии 6 километров от речки Иртыш в лесах 3-й группы.

Линейная часть расположена на территории Уватского района Тюменской области. Трассы нефтепроводов проходят по землям Уватского лесхоза. Для рассматриваемой территории характерен чрезвычайно слабый дренаж, необыкновенно сильная заболоченность. Преобладающие грунты суглинистые и торфяные. Основная часть территории занята лесом, преобладают хвойные леса. Размещение лесов неравномерное, плотность возрастает с севера на юг.

Характерной чертой гидрографической сети является преобладание малых рек и малых озер, а также сильная заболоченность их водозаборов.

Реки обладают небольшим уклоном, типичным для равнинных рек. Средняя температура грунта на глубине залегания труб: зимой - максимальная "плюс" 2°С, минимальная - "минус" 5,2°С; летом - максимальная "плюс" 13,3°С, минимальная "плюс" 6,6°С. В линейную часть обслуживаемую ЛПДС "Уват", входит 5 подводных перехода магистральным нефтепроводом через р. Пелена, р. Галема, р. Выя, р. Туртас и озеро Долгое.

Бассейны рек, на которых расположены подводные переходы и обслуживаемые Тобольським УМН, находятся в среднетаежной и с еверотаежной

подзоне лесоболотной зоны Западно-Сибирской равнины. На водораздельных пространствах и плохо дренируемых низменных равнинах располагаются болота первого, второго и третьего типов, занимающие немногим менее половины территории среднетаежной подзоны. Среди таежных болот преобладают болота второго типа, а в речных долинах и на месте недавно выросших озер - осоковые, тростниковые или хвощевые травяные болота.

Широкое распространение болот обусловлено плоским рельефом, преобладанием водоупорных глинистых пород, максимальным для зоны количеством осадков и относительно небольшим испарением. По этим же причинам заболочено и большинство лесных массивов, под которыми формируются подзолисто-болотные почвы.

В районе расположения линейно производственно - диспетчерской "Уват" землетрясения, сели, лавины для данной местности не характерны, карстовые явления отсутствуют.

1.2 Природно-климатическая характеристика

Климат района резко континентальный. Зима суровая, холодная и продолжительная. Лето короткое, теплое. Переходные сезоны - осень, весна - непродолжительны. Безморозный период - очень короткий. Наблюдаются поздние весенние и ранние, осенние заморозки, резкие колебания температуры в течение года и даже суток. Для весны характерно быстрое повышение средних суточных температур воздуха. С апреля к маю средняя температура воздуха повышается в среднем на 8°С, а от мая к июню на 10°С. Наряду с быстрым повышением средних месячных температур даже в июле, самом теплом месяце в году, возможны похолодания до "минус" 1°С. Средняя годовая температура воздуха "минус" 0,9°С, среднемесячная наиболее холодного месяца января "минус" 19,8°С, а самого жаркого июля "плюс" 17,7°С. Абсолютный минимум температуры приходится на январь и составляет "минус" 51°С, абсолютный максимум - на июль и составляет "плюс" 35°С. [4]

Мощность снегового покрова 60 см. Продолжительность безморозного периода составляет 112 дней, период с установившимся снеговым покровом 198 дней, продолжительность периода устойчивых морозов - 142 дня, период

снеготаяния - 26 дней. Средняя дата перехода среднесуточной температуры воздуха осенью через "плюс" 10°С, 0°С и "минус" 5°С соответственно - 10. IX, 17. X, и 30. X, весной через - "плюс"5°С, 0°С и "плюс" 10°С - соответственно 30. III, 16. IY, 24Y.

Средняя годовая температура поверхности почвы составляет "минус" 1°С, в июле "плюс" 21°С, апреле "минус" 1°С, октябре 0°С. Глубина промерзания грунта от 0,5 до 1,3 м. Многолетне-мерзлые грунты отсутствуют.

Сумма осадков за год составляет (548559) мм, наибольшее их количество приходится на летние месяцы (5977) мм, наименьшее на зимние месяцы (2134) мм. Средняя высота снежного покрова за зимний период (4153) см, максимальная - 98 см, средняя плотность снега 0, 20г/см3. Средний перенос снега за зиму составляет (210220) м3/м, максимальный объем переносимого снега (560570) м3/м.

В течение всего года преобладают ветры северного и южного направлений. Преобладающее направление ветра в теплый период - северный, средняя скорость ветра 0 м/с. Преобладающее направление ветра в холодный период - южный, скорость ветра - 4,6 м/с. Ежегодно на открытых местах отмечается до 18 дней с сильным ветром более 15 м/с.

Увлажнение территории существенно зависит от влаги, приносимой с запада. Первая половина лета сухая, с небольшим количеством осадков, вторая избыточно влажная. Большое количество осадков выпадает в теплый период с апреля по октябрь 386 мм. В холодное время года с ноября по март количество осадков 115 мм. Из-за недостаточного количества тепла испарение во все месяцы меньше выпадающих осадков, поэтому относительная влажность держится на высоком уровне. В холодный период ее среднемесячный показатель 81%, в теплый период 72%.

Линейно производственно-диспетчерская станция "Уват" находится на совмещенной площадке со станциями трех параллельно идущих нефтепроводов: Усть-Балык - Омск, Нижневартовск - Курган - Куйбишев, Усть - Балык - Курган - Уфа - Альметьевск. Участок Демьянское - Аремзяны нефтепровода УБКУА сооружен из труб диаметром 1220 мм.

1.3 Технологическая схема линейно-производственной диспетчерской станции "Уват"

Основные насосы и электродвигатели размещены в общем укрытии, разделенном воздухонепроницаемой огнестойкой стенкой на два отдельных помещения: зал насосов и зал электродвигателей. Насосы с электродвигателями установлены на общих фундаментах, которые соединены между собой без промежуточного вала через специальные отверстия с герметизирующей камерой в разделительной стене. Кроме перечисленного основного оборудования на НПС имеется вспомогательное оборудование.

Блок фильтров - грязеуловителей предназначен для очистки нефти от механических примесей, парафино-смолистых отложений, посторонних предметов.

Блок регуляторов давления предназначен для регулирования давления на входе станции методом дросселирования потока жидкости, в целях поддержания давления в заданных пределах.

Для подключения магистрального нефтепровода к НПС установлен узел подключения станции с устройством пропуска скребка. С помощью скребка производится периодическая очистка полости трубопровода от грязи и отложений парафинов.

На НПС установлена система сглаживания волн давления АРКРОН - 1000, которая необходима для защиты технологических трубопроводов от гидравлических ударов.

Нефть поступает на НПС "УВАТ" через приемную задвижку N 1, 1а (см. Технологическую схему) расположенную в узле подключения станции (или узле пуска-приема очистных устройств). Узел пуска и приема очистных устройств позволяет вести перекачку нефти как через НПС "УВАТ-2", так и минуя ее. При перекачке нефти через НПС открыты задвижки NN 1, 1а, 3, 2, 2а, 6, а задвижки NN 4, 5, 7, 8 - закрыты. При перекачке нефти, минуя НПС, открыты задвижки NN 3, 6, 2, а задвижки NN 1, 1а, 2а, 4, 5, 7, 8 - закрыты.

Нефть проходит через фильтры-грязеуловители NN 1, 2, 3, где она очищается от механических примесей, парафино-смолистых отложений, посторонних предметов. Перепады давления в фильтрах-грязеуловителях необходимо регистрировать через определенные промежутки времени, чтобы контролировать степень загрязнения фильтров-грязеуловителей. При превышении максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе его подвергают очистке. Значение максимального перепада давления на фильтре-грязеуловителе принимается по техническим требованиям завода-изготовителя. Сильно загрязненные фильтры-грязеуловители можно отключить задвижками NN1Ф1, 2Ф1, 1Ф2, 2Ф2, 1Ф3, 2Ф3 и очистить.

Далее нефть поступает в магистральную насосную. На участке трубопровода между фильтрами-грязеуловителями и магистральной насосной на байпасе предусмотрена система сглаживания волн давления (ССВД). На НПС "УВАТ" установлена система типа "Аркрон-1000" с клапанами "Флексфло" в количестве 6 шт., производства США. При появлении волн давления ССВД обеспечивает стан части потока нефти с приемной линии магистральной насосной в сборник нефти сброса от системы сглаживания волн давления и дренажа NN РВС-400 №1,2. ССВД срабатывает при скорости выше 3 кгс/см2 сек и при повышении давления в нефтепроводе на величину не более 3кгс/см2, дальнейшее повышение давления в зависимости от настройки ССВД должно происходить плавно со скоростью от 0,1 до 0,3кгс/см2сек. ССВД может быть отключена от приемной линии магистральной насосной задвижками NN 1а1, 1а2, 1а3, 1а4, 1а5, 1а6 при условии перевода на безопасный режим эксплуатации выше по потоку НПС.

На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления NN 1, 2, 3 для поддержания заданных величин давления:

минимальное давление на входе в магистральную насосную 8 кгс/см2

Макс. давление на выходе из магистральной насосной 51 кгс/см2

В узле регулирования давления установлены регулирующие заслонки NN 1, 2, 3 c Ру = 75 кгс/см2.

После узла регуляторов давления нефть через выкидную задвижку НПС

N 2а, 2 подается на следующую НПС "АРЕМЗЯНЫ".

1.4 Техническая характеристика магистральных насосных агрегатов

Магистральные насосы применяют для перекачки нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам с кинематической вязкостью не более 3 см2/с, с механическими примесями не более 0,05 %, с температурой нефти до 90 0С. Число рабочих центробежных насосов исходя из расчетного рабочего давления, характеристики насосов, характеристики перекачиваемой жидкости, а также режима перекачки. Все НПС оборудуют однотипными насосами. На каждой станции предусматривают один (два) резервных насоса, в том числе и при одном рабочем насосе. Техническая характеристика магистральных насосных агрегатов представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Техническая характеристика магистральных насосов

Насос

Марка

Подача,м3

На Пор

м

ШРаб.колеса, мм

Доп. кавитац. Запас, м

К. п. д.,%

Масса,кг

Габариты, мм

Длина

Ширина

Высота

НМ 1250-260

1250

260

440

20

80

2865

1750

1580

1100

НМ 1800-240

1800

240

440

25

83

2865

1950

1800

1200

НМ 2500-230

2500

230

430

32

86

4657

2135

2040

1460

НМ 3600-230

3600

230

450

40

87

5112

2135

2120

1500

НМ 5000-210

5000

210

450

42

88

4870

2300

3050

1655

НМ 7000-210

7000

210

475

52

89

6600

2400

2700

1720

НМ 10000-210

10000

210

495

65

89

8680

2500

2900

2060

НМ 12500-210

12500

210

530

89

87

8700

2500

2800

2060

Для привода магистральных (подпорных) насосов применяют асинхронные и синхронные электродвигатели высокого напряжения. Техническая характеристика синхронных трехфазных двигателей представлена в таблице 1.2.

Техническая характеристика электродвигателей

Таблица 1.2

Электродвигатель

Тип

Мощность, Вт

Масса, кг

Габариты, мм

Масса агрегата, кг

общая

статора

длина

ширина

высота

СТД-1250-2

1250

6780

3000

2765

1990

1240

10342

СТД-2000-2

2000

7980

3600

2965

1990

1240

13024

СТД-2500-2

2500

10000

5700

3230

2200

1360

15620

СТД-4000-2

4000

12900

6670

3480

2200

1360

17906

СТД-5000-2

5000

14700

7700

3730

2200

1360

22320

СТД-6300-2

6300

21100

10200

4210

2630

1715

29400

СТД-8000-2

8000

23950

10700

4410

2630

1715

30170

СТД-10000-2

10000

26500

13400

4810

2630

1715

33500

Магистральные насосы с электродвигателями соединяют без промежуточного вала через специальные отверстия в герметизирующей камере разделительной перегородки, к которой по системе вентиляции подается чистый воздух. Напор воздуха в камере должен составлять 0,025 - 0,03 м; расход воздуха на одну камеру 20 м3/ч. Насосные агрегаты обвязывают трубопроводами - отводами изогнутой формы, которые соединяют их приемные и напорные патрубки через общий коллектор наружной установки. Трубопроводы - отводы укладывают в земле и присоединяют к насосам сваркой. В общем укрытии прокладывают трубопроводные коммуникации вспомогательных систем, при проходе которых через разделительную стенку используют герметизирующие сальники.

Каркас общего укрытия выполняют из гнутых профилей швеллерного сечения толщиной 10 мм. Пространство между обшивками заполняют теплоизоляцией толщиной 30 - 65 мм. Стеновые панели крепят к полу. Панели герметизируют эпоксидной смолой. Все щели заливают монтажной пеной или затыкают паклей. Само здание обшивают металлосайдингом.

Общее укрытие магистральных насосных агрегатов разделено на две части стеной, шириной 200 мм.

В первой части общего укрытия располагается непосредственно сам магистральный насос устанавливаемый на фундамент.

Во второй части общего укрытия располагаются синхронный трехфазный двигатель 630 - 12500 кВт. В двух частях располагаются системы вентиляции, отопления общего укрытия (от центральной котельной), системы освещения пенно - пожаротушения и средств контрольно - измерительных приборов и систем автоматизации всех процессов (КИП и А) при перекачке нефти.

Характеристика общего укрытия для магистральных насосных агрегатов представлена в таблице 1.3

Таблица 1.3 Характеристика общих укрытий МНА

Производитель-

ность магистрального агрегата, тыс. м3

Габариты общего

укрытия, м

Объем укрывающих конструкций,

м3

Грузоподъемность

мостового крана, т

длина

пролет

высота

В омещении насосов

В помещении

СТД

1,25

24

9

5,6

1300

5

8

2,5; 3,6

36

12

7

3000

8

12

7; 10

52

16

8

6800

10

20

12,5

84

18

8

12000

15

25

1.5 Комплекс мероприятий выполняемых перед проведением подготовительных работ

При выполнении ремонтных работ, осуществляемых эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС, оформляется акт вывода оборудования в ремонт, в котором указывается объем работ. Акт подписывается заместителем начальника НПС и инженером-механиком НПС. Передача оборудования в ремонт специализированному предприятию оформляется актом, который подписывается заместителем начальника НПС и представителем предприятия - исполнителя ремонта. При выводе оборудования в ремонт формуляр на соответствующее оборудование, акт сдачи оборудования в ремонт, акт диагностического контроля и дефектный акт передаются представителю предприятия исполнителя ремонта. Наряд - допуск на выполнение огнеопасных работ, необходимо согласовать со всеми службами линейно - производственной диспетчерской станции "Уват”. Наряд - допуск согласовывается со с лужбами:

ЛЭС (линейно-эксплуатационной службой), УМРО (участка механо-ремонтного обслуживания), СЭРО (службой энерго-ремонтного обеспечения), КИПиА (службой контрольно - измерительных приборов и автоматики) и утверждается инженерами по ТБ и ПБ (технике безопасности и пожарной безопасности), а также инженер по пожарной безопасности распоряжается о предоставлении пожарной машины. Также оператор ЛПДС отключает автоматическую защиту всего насосного цеха от загазованности и возгорания. Дежурный электрик производит отключение магистрального агрегата от высоковольтной сети. Допускающий персонал должен вывесить плакаты на щит управления, на насос и электродвигателе с надписями (не включать, работают люди, осторожно, идут опасные работы). Ко все видам работ допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, специально обученные на ремонтные работы, имеющие удостоверения о проверке знаний, а также удостоверение по электробезопасности не ниже 2 уровня, сдавшие квалификационные экзамены на тот или иной вид работ. Все работы связанные с техническим обслуживанием ТО и всем видам ремонтных работ выполняют слесаря службы УМРО.

1.6 Подготовительные работы

Перед выводом оборудования в ремонт на основании оформленного в соответствии с утвержденным регламентом наряда-допуска выполняется комплекс подготовительных мероприятий по отсоединению оборудования от технологических коммуникаций, сбросу давления и освобождению от нефти, снятию напряжения с электроприводов задвижек и насосов эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС под руководством инженера-механика и инженера-энергетика НПС. Перед остановкой приводного двигателя необходимо закрыть задвижку на напорном трубопроводе. Лишь после этого следует остановить приводной двигатель и обратить при этом внимание на свободный выбег по инерции вала насоса. В насосах с большой высотой всасывания целесообразно закрывать задвижку на всасывающей линии после остановки насоса для того, чтобы воспрепятствовать холостому ходу насоса при неплотно закрывающемся приемном клапане. После остановки магистрального насоса отключают вспомогательные устройства для смазки, охлаждающей, запирающей и промывочной жидкости, а также средства прогрева. Перекачиваемые жидкости, которые застывают или оседают в состоянии покоя, нужно слить из насоса и трубопроводов в емкость ЕП - 40. После этого тщательно промыть насос и трубопроводы и по возможности удалить осадок. Все магистральные насосы останавливают по разработанной схеме. После выполнения подготовительных работ оператор НПС допускает исполнителей ремонта к выполнению работ. Заместитель начальника НПС и инженер-механик НПС должны осуществлять контроль соблюдения технологии ремонта оборудования на НПС и качества его выполнения, а также контроль своевременного и правильного заполнения соответствующих журналов и формуляров сведениями о выполненных при ремонте работах.

1.7 Описание технологии процесса по техническому обслуживанию

Постоянная эксплуатационная готовность магистральных насосов может быть гарантирована лишь тогда, когда даже во время стоянки за насосом осуществляют тщательный уход.

В соответствии с указаниями инструкции завода - изготовителя по обслуживанию и уходу за насосами и местными условиями эксплуатации разработаны соответствующие инструкции и указания по техническому обслуживанию и уходу. В них устанавливают сроки проведения регулярных проверок и ревизий, а также работ по техническому обслуживанию и ремонту. Для каждого магистрального насоса заводят эксплуатационный журнал или книгу, по которым определяют соответствующее состояние установки или насоса, устанавливают необходимость проведения ревизии и соответствующего вида ремонта. Регулярно проверяют эксплуатационную готовность резервных насосов, чтобы в любое время гарантировать их ввод в эксплуатацию.

Первую смену масла и чистку масляных полостей в подшипниках с жидкой смазкой проводят после 200 часов эксплуатации, следующую смену масла производят после 1500 - 2000 часов, но не реже, чем один раз в год. При использовании высококачественных сортов масла (турбинное) допускают более длительную продолжительность работы.

Подшипники с консистентной смазкой равномерно заполняют смазкой и через 1000 - 2000 часов эксплуатации обновляют ее. Сальниковую набивку заменяют после 2000 часов эксплуатации. При новой набивке сальников необходимо полностью удалять старые уплотнительные кольца, втулка сальника или вал не должны иметь на рабочей поверхности канавок или следов коррозии. Эти следы либо удаляют, либо заменяют детали. При укладке новых уплотнительных колец выполняют указания завода - изготовителя насосов.

При механических уплотнениях (торцовых) выполняют требования завода - изготовителя в зависимости от конструкции уплотнения. Через определенные промежутки времени проверяют муфты, в особенности их центровку. В упругих муфтах выполняют проверку состояния резиновых деталей, применяют полностью пригодные резиновые буферы для обеспечения равномерной и спокойной работы муфты. Если используют муфты с масляной смазкой, то через 500 - 600 часов эксплуатации проверяют масло на шламообразование, а при необходимости его доливают. Масло заменяют как минимум по истечении 3000 часов эксплуатации.

Валы резиновых насосов через определенные отрезки времени проворачивают вручную, чтобы предотвратить схватывание вала, прежде всего в сальниках. Перед каждым включением насоса проворачиванием вручную проверяют свободное вращение ротора насоса и отсутствие задевания в корпусе. Резервные насосы с открытыми задвижками на напорной линии не реже одного раза в сутки проверяют на отсутствие обратного вращения.

Необходимо постоянно проверять работоспособность (ход штоков, плотность уплотнения) арматуры во всасывающем и нагнетательном трубопроводах. Регулярно прочищают приемные сетки и контролируют плотность пятового клапана. Клапаны поршневых насосов время от времени разбирают и проверяют их пригодность, при необходимости их подшлифовывают или тщательно притирают. Кроме проверяют отсутствие рисок на кольцах или манжетах поршня, а также на гильзе цилиндра.

Для роторных насосов не требуется особого ухода, но все же обраща ют внимание на то, чтобы перекачиваемая среда не содержала грубых загрязнений и твердых компонентов, а уплотнение вала (сальники или манжеты WFA) обеспечивало требуемую плотность.

Глава II Основная часть

2.1 Выполнение всех видов работ по техническому обслуживанию и ремонту магистрального насоса НМ 10000 - 210

Для обеспечения высокой работоспособности и максимальной отдачи магистральных и подпорных насосов составляют периодичность технического обслуживания, диагностического контроля и ремонтов насосов.

Периодичность Т.О. и ремонтов насосов

Таблица 2.1

Тип насоса

Периодичность, не более, ч

ТО1

Планового2

диагностического контроля

ТР

СР3

КР

НМ 125-550 НМ 710-280

500

2500

5000

10000

20000

НМ 1250-260 - НМ 5000-210

600

3000

6000

12000

24000

НМ 7000-210

600

3000

6000

12000

36000

НМ 10000-210

600

3000

6000

12000

36000

24DVS-D

600

3000

6000

12000

36000

НГПНА 3600-120

800

3000

12000

36000

НМ 1250-400, НМ 500-800

500

2500

5000

10000

30000

16НД-10х1-24НД-14х1

700

2100

4200

8400

33600

14Н-12х2

700

2100

4200

8400

33600

НМП 2500-74 - НМП 5000-120

600

3000

6000

12000

36000

18DVS-F

600

3000

6000

12000

36000

НПВ 1250-60 - НПВ 5000-120

400

2000

4000

12000

24000

Вортингтон 26QLСМ/2

500

2500

5000

15000

30000

НЦН-Е

700

2500

4200

8400

25200

12НДсН - 20НДсН

700

2100

4200

8400

20000

1Д200-901Д315-71

700

4200

25200

ЦНС 38 - ЦНС 300

500

5000

-

10000

ЭЦВ 4 - ЭЦВ20

420

4200

-

25200

12НА-9х4, 12 НА-226

600

4200

-

25200

20НВ 22х3, 20НВ 22х2

500

4000

20000

К65-50-160 - К200-150-315

500

4000

24000

НВ 50/50, АХП 45/31

500

4000

12000

СМ 125-80-315/4 (ФГ 81/31)

600

4200

25200

Ш40-6; Ш5-25М; (РЗ-30 И)

600

4200

25200

НОУ 50-350, НВН 50-350

400

2000

-

4000

ГНОМ 25-20, ГНОМ 10-10

250

1250

-

2500

Примечания

1 Для насосов, имеющих малую наработку в течение года (менее 500 ч), ТО проводится не реже 1 раза в 6 месяцев.

2 Плановый диагностический контроль (виброобследование) вспомогательных насосов осуществляется 1 раз в 3 месяца.

3 В таблице указана периодичность среднего ремонта насосов, вал которых имеет наработку менее 50000 ч. При наработке валов от 50000 ч до 72000 ч периодичность среднего ремонта насосов должна соответствовать периодичности дефектоскопии валов.

2.2 Типовой объем работ по техническому обслуживанию

Производят визуальный контроль герметичности стыков крышки с корпусом, мест соединений с технологическими и вспомогательными трубопроводами, уплотнений вала, места сопряжения корпуса вертикального подпорного насоса со стаканом. Производят проверку состояния фланцевых и резьбовых соединений магистрального насоса.

Проверка технического состояния муфты, затяжки болтовых соединений зубчатой или пластинчатой упругой муфт; упругих элементов пластинчатой муфты на наличие выпуклости; резиновых колец втулочно-пальцевой муфты на отсутствие расслоений и трещин; Контроль наличия и качества смазки в

зубчатых муфтах, при необходимости, замена смазки. Проверка равномерности зазора по окружности между втулкой и диафрагмой промвального узла (радиальный зазор 0,3-0,5 мм).

Производят визуальный контроль герметичности трубопроводов системы смазки, охлаждения.

Проверка исправности и герметичности запорной арматуры, обратных и предохранительных клапанов. При потере герметичности замена прокладок или дополнительная затяжка болтов (гаек), фланцевых соединений, чистка насоса от загрязнений.

Примечания к техническому обслуживанию магистральных насосов:

1 Технические осмотры магистральных и подпорных насосов проводятся: дежурным персоналом НПС 2 раза в смену; инженерами служб 1 раз в день; заместителем начальника НПС 1 раз в 2 дня; начальником НПС 1 раз в месяц при общем обходе НПС.

2 Если магистральный или горизонтальный подпорный насосный агрегат находится в резерве более 1 месяца, то не реже 1 раза в месяц производится проворот ротора вручную на 180 для предотвращения прогиба вала насоса, о чем делается запись в формуляре.

3 После ремонта (текущего, среднего и капитального) магистральных насосных агрегатов проводится проверка избыточного давления в воздушной камере промвального узла, которое должно быть не менее 200 Па (20 мм вод. ст.).

4 При выполнении среднего ремонта магистральных и подпорных насосов производится замена деталей и узлов независимо от технического состояния, если их наработка на отказ близка к наработке насоса для выполнения среднего ремонта. Ротор и торцовые уплотнения, используемые при ремонте насоса, заменяются в комплекте (в сборе).

5 Устранение обнаруженных неисправностей и дефектов осуществляется при отключенном агрегате с соблюдением требований ПТЭ и ПТБ.

6 Пополнение консистентной смазки Литол 24 в опорно-упорные подшипники насосов НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80 через каждые 400 часов наработки насоса:

проверка по маслоуказателю уровня турбинного масла в картере насоса НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120, при необходимости пополнение;

полная замена смазки Литол 24 в опорно-упорные подшипники насосов НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80, каждые 800 часов работы и турбинного масла в картере насосов НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 через каждые 4000 часов. Для насосов типа НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 при температуре окружающего воздуха выше 5°С применяется масло турбинное Т22, при температуре ниже 5°С - масло ХФ22С-16 или ВНИИНП. На насосах с централизованной системой смазки масло ТП-22 применяется круглогодично;

через первые 500 часов работы насоса слив из корпуса упорного подшипника насоса "Вортингтон 26 QLCM/2" масла "ВР энергол LPT50", его фильтрация и заливка;

замена масла ("ВР энергол LPT50") упорного подшипника насоса "Вортингтон 26QLCM/2" через каждые 5000 часов;

замена консистентной смазки радиального подшипника промежуточного вала насоса "Вортингтон 26 QLCM/2" через 500 часов работы.

2.3 Типовой объем работ выполняемых при среднем ремонте МН

При текущем ремонте производят визуальный контроль герметичности стыков крышки с корпусом, мест соединений с технологическими и вспомогательными трубопроводами, уплотнений вала, места сопряжения корпуса вертикального подпорного насоса со стаканом, проверку состояния фланцевых и резьбовых соединений. Производят проверку технического состояния муфты (затяжки болтовых соединений зубчатой или пластинчатой упругой муфт; упругих элементов пластинчатой муфты на наличие выпуклости; резиновых колец втулочно-пальцевой муфты на отсутствие расслоений и трещин;. Контроль наличия и качества смазки в зубчатых муфтах, при необходимости, замена смазки. Производят визуальный контроль герметичности трубопроводов системы смазки, охлаждения.

В отличии от Т.О. производят проверку состояния подшипников, измерение радиальных зазоров между валом и вкладышем подшипников, натяга крышек радиально-упорного подшипника и подшипника скольжения, при необходимости, замена, а также Промывку трубопроводов отвода утечек горячей водой.

Производят замену торцовых уплотнений (в сборе). Делают опорожнение от нефти, вскрытие и разборка насоса. Демонтаж всех вспомогательных трубопроводов, осмотр и промывка, а также чистка, промывка и визуальный осмотр узлов и деталей, при необходимости, замена или ремонт.

Контроль целостности корпуса и крышек подшипников, контроль технического состояния лопаток, дисков рабочего колеса, а также сборочных единиц (при необходимости ремонт или замена), проверка состояния надежности крепления и стопорения втулок вала, радиально-упорных подшипников.

Выполняют замену паронитовых и резиновых уплотнительных прокладок независимо от их технического состояния, восстановление антикоррозионных покрытий и окраски.

Измерение радиальных зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса и, в случае превышения нормативных значений, замена уплотнительного кольца или восстановление размеров элементов щелевого уплотнения.

Замена ротора (если срок проведения дефектоскопии или списания совпадает с временем выполнения ремонта или выявлен дисбаланс), а также дефектация и при необходимости замена уплотняющих втулок, импеллера, замена (или ремонт) подшипников скольжения, пришабровка новых вкладышей по валу с проверкой прилегания вкладышей к корпусу подшипника; замена шарикоподшипников, разборку, ремонт деталей промвального узла, муфты. Установка зазоров между втулкой и диафрагмой промвального узла (радиальный зазор 0,3-0,5 мм), контроль величины избыточного давления в воздушной камере вала.

Дефектация деталей резьбовых соединений, при необходимости замена болтов, шпилек и гаек со смятой или сорванной резьбой, обследование состояния фундамента на отсутствие трещин, определение величины его осадки, проверка состояния анкерных (фундаментных) болтов и степени их затяжки.

Далее производят сборку, центровку насосного агрегата, опрессовка насоса и вспомогательных трубопроводов, производят обкатку насосного агрегата. Объем работ и периодичность технического обслуживания и ремонтов виброкомпенсирующих систем насосных агрегатов

Таблица 2.2

Приодичность Т.О. и ремонт вибро компенсирующих систем

Типовой объем работ

Периодичность выполнения работ

ТО

Ремонт

Визуальный осмотр рамы на отсутствие трещин, отсутствие зазоров между элементами крепления к раме оборудования и фундамента, восстановление качества окраски

1 раз в месяц, окраска по необходимости

-

Визуальный осмотр упруго-демпферных опор насосного агрегата на отсутствие трещин, расслоений, смещений, при необходимости замена опор. Контроль, при необходимости, подтяжка резьбовых соединений

1 раз в месяц

-

Ремонт рамы по результатам обследования, замена упруго-демпферных опор на новые, регулировка высотного положения рамы с опорами относительно фундамента

-

8 лет

Контроль технического состояния компенсаторов-виброгасителей на входе и выходе насоса (качество крепления, состояние и герметичность сварных соединений с технологическими нефтепроводами и патрубками насосов, отсутствие деформации и течи сильфонов)

1 раз в месяц

-

Демонтаж старых компенсаторов-виброгасителей; подгонка и монтаж новых

-

20 лет

Визуальный осмотр гибких виброгасящих компенсаторов (рукавов) на предмет обнаружения негерметичности по гибкой части в

местах соединений с насосом и вспомогательными трубопроводами; проверка целостности металлической оплетки; подтяжка элементов соединений; контроль отсутствия касания гибкой части компенсаторов к корпусу насоса и, при необходимости, установка держателей

1 раз в месяц

-

Демонтаж и замена гибких виброгасящих компенсаторов на новые, регулировка их пространственного положения

-

Согласно документации на компенсаторы, но не реже 1 раза в 8 лет

Контроль технического состояния реактивных опор патрубков насоса, в том числе крепления металлической ленты, амортизаторов, элементов крепления амортизаторов к плите и раме. В случае обнаружения перекосов расположения амортизаторов или трещин (надрывов) в упругих элементах демонтаж старых и монтаж новых амортизаторов. Контроль равномерности прилегания к плите всех амортизаторов, при необходимости регулировка их положения по высоте

1 раз в месяц

-

Капитальный ремонт реактивных опор с заменой амортизаторов

-

8 лет

Заменяемый после ремонта ротор проходит дефектоскопический контроль с соответствующим оформлением формуляра, заключения или акта, дефектоскопия валов насосов осуществляется службой дефектоскопии

ОАО МН или специализированными предприятиями после демонтажа ротора во время ремонта насоса. Методика и технология дефектоскопии валов магистральных и подпорных насосов должна соответствовать РД 153-39ТН-010-96. Внеочередной дефектоскопический контроль проводится, если при визуальном контроле или по результатам вибродиагностики выявлены признаки наличия трещины. Валы магистральных и подпорных насосов после наработки 72000 часов эксплуатировать запрещено. Валы вспомогательных насосов подвергаются визуально-измерительному контролю при проведении ремонтов. При выявлении признаков наличия трещины вал подвергается дефектоскопическому контролю с применением ультразвукового, вихретокового, магнитопорошкового, капиллярного методов согласно технологии, представленной в РД 153-39ТН-010-96 3.

Валы насосов с трещинами не эксплуатируют, меняют на новые заводские валы. Эксплуатация таких валов категорически запрещена.

Глава III Расчетная часть

3.1 Расчет вертикальных вынужденных колебаний действующих на фундамент магистрального агрегата НМ 10000 - 210

Произведем расчет воздействия вертикальных вынужденных колебаний массивного фундамента под работающий перекачивающий агрегат, для того чтобы выяснить устойчив или нет фундамент, на который воздействует максимальная амплитуда вынужденных вертикальных колебаний, после того как произвели ремонт и техническое обслуживание магистрального насоса. Расчет связан с ограничением максимальных амплитуд вынужденных колебаний фундамента предельно допустимыми величинами. Следовательно, основную суть расчета можно выразить условием:

Az ?A; (3.1)

где Аz - максимальная амплитуда вынужденных колебаний фундамента, определяемая расчетом; А - предельно допустимая амплитуда колебаний фундамента. При работе перекачивающего агрегата в фундаменте возникают три вида колебаний: вертикальные (по вертикальной оси Z); горизонтальные (по оси Х) и вращательные (крутильные вокруг оси Х). Для каждого из этих видов колебаний расчетным методом необходимо определить их максимальные амплитуды, обозначаемые, соответственно AZ, AX и Aц.

Имеются следующие данные для расчета: масса агрегата со всем вспомогательным навесным оборудованием m = 12 т; масса фундамента под агрегат mf = 30 т; площадь подошвы фундамента F = 20 м2; модуль деформации грунта = 1,05; частота вращения ротора силовой турбины n = 3000 об/мин;

При равномерном вращении ротора машины динамическая нагрузка (периодическая сила), действующая на фундамент в вертикальном направлении, изменяется по синусоидальному закону

Найдем круговую вынужденных частот колебаний (w) по формуле

щ=2рf; (3.2)

где; f - время работы принимаем равным 3000 часам

щ= 2 Ч 3,14 Ч 3000 = 18840 (1/мин)

Далее находим переменную силу, действующую на фундамент в вертикальном направлении (по вертикальной оси Z) по формуле

PZ=PZmaxSin (щf); (3.3)

где f - время работы принимаем равным 3000 часов; щ - круговая вынужденных частота колебаний; PZmax - максимальная переменная сила, действующая на фундамент в вертикальном направлении (по оси Z)

PZmax = mобщ Ч g; (3.4)

PZmax = 42 Ч 9,81 = 412,02 (Н)

где mобщ - масса фундамента и агрегата, испытывающих колебания;

Найдем коэффициент жесткости основания при упругом равномерном сжатии фундамента по формуле.

kZ=CZ Ч F; (3.5)

где площадь подошвы фундамента F = 20 м2; CZ - коэффициент равномерного упругого сжатия грунтов = 1,79 [3].

kZ = 1,79 Ч 20 = 35,80

Находим максимальную амплитуду вынужденных вертикальных колебаний фундамента по оси Z по формуле 3.6

(3.6)

Az = = 0,0074 мм

Таким образом можно сделать вывод о том, что предельно допустимая амплитуда вынужденных колебаний в вертикальной плоскости составляет 0,2 мм, следовательно, условие пригодности фундамента выполняется, так как максимальная амплитуда вынужденных вертикальных колебаний фундамента по оси Z составила 0,0074 мм. Условие (3.1) выполняется 0,0074 ? 0,2 мм.

3.2 Расчет коэффициента полезного действия насосного агрегата

После того как произвели комплекс мероприятий по техническому обслуживанию и среднему ремонту, возникает необходимость в расчете коэффициента полезного действия (КПД), так как она является одной из очень важных характеристик магистрального насоса и от него зависит отдача и эффективность работы насосного агрегата

Исходные данные

Диаметр ротора, (мм)

495

Р всаса, (кг с /смІ)

9,8

Р выкида, (кг с /смІ)

30,1

Производительность, (мі/час)

7407,0

Ток нагрузки электродвигателя, (А)

340,0

Напряжение на данной секции шин, (В)

10000,0

Коэффициент мощности cosц

0,97

Плотность нефти, (т/м3)

0,866

Производительность, (т/час)

8583

Производительность, Q (мі/сек)

2,058

КПД электродвигателя

0,977

Расчет

Определение мощности

N=v3UI cosц = = 5712,1 (Вт)

5712,1

Зафиксированное дифференциальное давление развиваемое насосным агрегатом

Р (раб) =Р выкида - Р всаса = 30,1 - 9,8 = 20,3 (кг /смІ)

20,3

Определение расчетного значения КПД

КПД=QЧР (раб) Ч10000\102ЧNхКПДэл. дв.

0,734

Таблица 3.1

Зависимость КПД от производительности магистрального насоса

Q (м\куб. \час) паспортное

КПД МНА паспортное D=495\515мм

КПД МНА паспортное D=495\515мм

Q (м\куб. \час) экспериментальноеD=495мм

КПД МНА экспериментальное D=495мм

2000

0,4

0,32

7407,0

0,734

2500

0,46

0,38

3000

0,515

0,44

3500

0,575

0,51

4000

0,635

0,58

4500

0,685

0,64

5000

0,72

0,69

5500

0,75

0,73

6000

0,78

0,76

6500

0,805

0,79

7000

0,83

0,82

7500

0,85

0,839

8000

0,865

0,854

8500

0,875

0,865

9000

0,885

0,875

9500

0,89

0,88

10000

0,89

0,885

10500

0,885

0,885

11000

0,88

0,8775

11500

0,87

0,875

12000

0,865

0,87

Глава IV Специальный вопрос

В качестве специального вопроса была выбрана тема по подшипникам скольжения. Подшипники скольжения служат опорами для валов и вращающихся осей. Они воспринимают радиальные и осевые нагрузки, приложенные к валу, и сохраняют заданное положение оси вала. Во избежание снижения коэффициента полезного действия (КПД) механизма, потери в подшипниках должны быть минимальными. От качества подшипников в значительной степени зависит работоспособность и долговечность магистральных насосов. SKF является международной промышленной группой по производству самых различных подшипников (качения, скольжения, радиальных, игольчатых). Сибкомплектсервис является производственно - коммерческой структурой фирмы SKF.

Каждое изделие имеет сертификат соответствия Госстандарта России, ряд изделий защищены Евразийскими и Российскими патентами. Использование наукоемких технологий позволяет предприятию производить и поставлять надежную и высокоэффективную продукцию, оцененную многими предприятиями нефтяной и газовой промышленности России и СНГ.

Новейшей эксклюзивной разработкой фирмы SKF является изготовление подшипников из керамики. Керамические материалы прочны и износостойки, обладают электроизоляционными свойствами и химически нейтральны в агрессивной среде. Компания SKF в настоящее время поставляет три типа подшипников, содержащих керамические материалы. В цельнокерамических подшипниках вкладыш и тела качения сделаны из нитрида кремния. Подшипники легко вращаются и имеют преимущества высокой скорости вращения и очень малого веса. Помимо химической устойчивости цельнокерамические подшипники не намагничиваются, устойчивы к температурам до 1000 С0 и отлично работают в условиях влажной среды. Эти подшипники весьма неприхотливы в отношении смазки и допускают принудительную смазку любым рабочим веществом - будь то бензин, масло, кислота или даже йогурт. Цельнокерамические подшипники обеспечивают прочную, износостойкую конструкцию, обладающую электроизоляционными свойствами. Эти подшипники работают на очень высоких скоростях; частота вращения может быть увеличена вдвое, а пластичная смазка способна служить втрое дольше. По сравнению с традиционными стальными подшипниками, срок службы гибридных подшипников может быть увеличен в 10 раз. подшипники также имеют высокую сопротивляемость к износу с меньшими скоростными качествами. Цельнокерамические подшипники способны работать в условиях крайней загрязненности. Прежде всего эти подшипники предназначены для нагрузок с постоянным направлением и практически не требуют технического обслуживания. Металлокерамические вкладыши изготавливают прессованием при высоких температурах порошков бронзы или железа с добавлением графита, меди, олова или свинца. Большим преимуществом таких вкладышей является высокая пористость. Поры занимают до 20 - 30 % объема вкладыша и используются как маслопроводящие каналы [6]. Цельнокерамический подшипник, пропитанный маслом, может в течении длительного времени работать без подвода масла. Иногда расход масла при этом уменьшается до 10 раз. [5]

Произведем расчет подшипника скольжения с жидкостным трением.

Радиальная нагрузка на подшипник Fr = 10000 Н; диаметр d = 100 мм; l = 80 мм; количество оборотов n = 300 мин-1 (3000 об/мин) [2].

Расчет

Определим безразмерный коэффициент нагруженности подшипника по формуле 4.1

СF = l/d 4.1

СF = 80/100 = 0,80

Найдем окружную скорость подшипника по формуле 4.2

v = рdn/60 4.2

v = 3,14 Ч 0,1 Ч 3000/ 60 = 15,24 м/с

Определим условно среднее давление подшипника скольжения по формуле 4.3

Р = Fr/dl 4.3

P = 10000/ 100 Ч 80 = 1,25 МПа

Определим по произведению давления на скорость

РЧ v = 1,25 Ч 15,24 = 19,05 МПа ? м/с

Найдем относительный зазор по формуле 4.4

Ш = 0,8 Ч 10-3 Ч х0,25 4.4

Ш = 0,8 Ч 10-3 Ч 15,240,25 = 0,00158

при этом зазор S = ш Ч d = 0,00158 Ч 100 = 0,158 мм.

Величина относительного зазора ш существенно влияет на нагрузочную способность подшипника. Назначаем масло индустриальное турбинное 30 и средней температурой = 60С0 с кинематической вязкостью м = 0,014 Па Ч с = 0,014Ч10-6 МПа Чс.

Подсчитываем безразмерный коэффициент нагруженности подшипника по формуле 4.5

СF = р Ш2/мю 4.5

Где ю угловая скорость с-1 = рn/30 = 3,14 Ч3000/30 = 314 с-1

СF = 1,25 Ч 0,001582 /0,014 Ч10-6 Ч 314 = 0,81

Подсчитаем толщину масляного слоя по формуле 4.6

hmin = 0,5S (1 - x) 4.6

где х относительный эксцентрик = 0,6 [6]

hmin = 0,5 Ч0,158 (1 - 0,6) = 0,03 мм

Подсчитаем критическое значение толщины масляного слоя, при которой нарушается режим жидкостного трения по формуле 4.7

hкр = Rz1 + Rz2 4.7

где Rz1 и Rz2 шероховатости поверхностей по ГОСТ 2789-73 в пределах 6,3 - 0,2 мкм.

По формуле 4.7 принимаем для вала Rz1= 0,003 мм и для вкладыша Rz2 = 0,006 мм, находим hкр

hкр = 0,003 + 0,006 = 0,009 мм

Определим коэффициент запаса надежности подшипника по толщине масляного слоя по формуле 4.8

Sh = hmin/ hкр? [Sh] 4.8

Sh = 0,03/0,009 = 3,33 ? Sh условие выполняется, тем самым можно сделать вывод о том, что коэффициент запаса надежности учитывает возможные отклонения расчетных условий от эксплуатационных (по точности изготовления, нагрузке, температурному режиму). Неточности приближенного расчета компенсируют увеличением коэффициента запаса, принятого по формуле 4.8, и выбором способа смазки на основе следующих опытных рекомендаций.

при ? 16 Ч 103 достаточна кольцевая смазка без охлаждения подшипника;

при ? 16 - 32 Ч 103 допустима кольцевая смазка, но при условии охлаждения корпуса или масла в корпусе;

при ? 32 Ч 103 необходима циркуляционная смазка;

произведя расчет получим = = 66,5 Ч 103, следовательно можно сделать вывод о том, что нам необходима циркуляционная смазка. [6]

Глава V. Безопасность жизнедеятельности и охрана окружающей среды

К работам по техническому обслуживанию и ремонту МНА допускаются работники не моложе 18 лет, прошедшие обучение и имеющие удостоверение по техники безопасности и электробезопасности.

Ремонтные работы на МНА относятся к работам повышенной опасности и проводятся с оформлением наряд-допуска в сооответствии с требованиями инструкции по организации производства работ повышенной опасности.


Подобные документы

  • Определение производственной программы по техническому обслуживанию и ремонту автокрана КС-2572. Расчет количества постов в зоне ТО и ТР, численности рабочих; подбор оборудования. Годовой объем работ по техническому обслуживанию и ремонту; смета затрат.

    дипломная работа [3,5 M], добавлен 27.06.2014

  • Разработка технического проекта головной нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода. Обоснование технического решения резервуарного парка станции и выбор магистрального насоса. Расчет кавитационного запаса станции и условия экологии проекта.

    контрольная работа [1,8 M], добавлен 08.09.2014

  • Анализ конструктивного исполнения буровых насосов. Монтажная технологичность оборудования. Меры безопасности при техническом обслуживании. Производственно-технологическая подготовка монтажных работ. Техническое обслуживание и ремонт бурового насоса.

    курсовая работа [516,7 K], добавлен 13.12.2013

  • Техническое обслуживание и ремонт щековой дробилки СМД-60А, ее техническая характеристика. Планирование объёмов работ по техническому обслуживанию и ремонту. Расчет численности рабочих, затрат на запасные части. Смета затрат на капитальный ремонт.

    дипломная работа [276,6 K], добавлен 06.02.2009

  • Роль технического обслуживания и ремонтов в продлении срока службы строительных машин. Определение площадей постов по техническому обслуживанию и ремонту машин участка. Особенности расчета производственной программы цеха по ремонту топливной аппаратуры.

    курсовая работа [996,8 K], добавлен 16.10.2013

  • Организация и планирование ремонтных работ. Составление дефектных ведомостей. Описание конструкции насоса. Материальное исполнение насоса НГК 4х1. Дефектация деталей: вала и защитной гильзы, подшипника качения, рабочего колеса с уплотняющими кольцами.

    отчет по практике [253,1 K], добавлен 14.07.2015

  • Структура управления ОАО "Сибнефтепровод". Ведущие виды деятельности компании. Основные объекты и сооружения магистрального нефтепровода. Техническое обслуживание линейной части МН. Наладка оборудования линейной части магистрального нефтепровода.

    отчет по практике [2,9 M], добавлен 19.03.2015

  • Обоснование проводимых работ по капитальному ремонту участка нефтепровода. Проведение сварочно-монтажных работ и рекультивации земель. Строительство трубопроводов на болотах. Очистка полости и испытание. Расчет режимов ручной электродуговой сварки.

    дипломная работа [317,1 K], добавлен 31.05.2015

  • Конструкция разрабатываемого центробежного насоса ВШН-150 и его техническая характеристика. Конструкционные, прокладочные и набавочные материалы, защита насоса от коррозии. Техническая эксплуатация, обслуживание, ремонт узлов и деталей, монтаж насоса.

    курсовая работа [3,0 M], добавлен 26.04.2014

  • Общая характеристика газовой промышленности РФ. Анализ трассы участка, сооружаемого газопровода, состав технологического потока. Механический расчет магистрального газопровода, определение количества газа. Организация работ, защита окружающей среды.

    дипломная работа [109,9 K], добавлен 02.09.2010

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.