Методические указания по выполнению практических занятий по ПМ.01 Техническое обслуживание и ремонт технологических компрессоров, насосов, компрессорных и насосных установок, оборудования для осушки газа, оборудования для осушки газа
ДЕПАРТАМЕНТ ОБРАЗОВАНИЯ, НАУКИ И МОЛОДЕЖНОЙ ПОЛИТИКИ ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ПРОФЕССИОНАЛЬНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ
«СЕМИЛУКСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ»
М.П.Чашникова
МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ
для обучающихся по профессии 18.01.27 Машинист
технологических насосов и компрессоров
«Методические указания по выполнению
практических занятий по ПМ.01 Техническое обслуживание и ремонт технологических компрессоров, насосов, компрессорных и насосных установок, оборудования для осушки газа, оборудования для осушки газа»
СЕМИЛУКИ
2016
Рекомендовано методическим советом «СПК»
Автор - составитель: Чашникова М.П.
В методическом пособии представлены рекомендации по выполнению практических занятий при изучении профессионального модуля ПМ.01 Техническое обслуживание и ремонт технологических компрессоров, насосов, компрессорных и насосных установок, оборудования для осушки газа. Данное пособие рекомендуется для обучающихся с целью проверки теоретических знаний и получения практических умений по основным темам профессионального модуля. Пособие должно способствовать оптимизации и эффективности процесса обучения.
Для обучающихся по профессии 18.01.27 Машинист технологических насосов и компрессоров.
©Чашникова М.П.., 2016г.
© Семилукский политехнический колледж
Содержание
Пояснительная записка (общие методические указания)...................4
Практическое занятие №1.. 5
Практическое занятие №2.. 9
Практическое занятие №3..11
Практическое занятие №4..15
Практическое занятие №5..18
Практическое занятие №6..23
Практическое занятие №7..26
Практическое занятие №8..31
Практическое занятие №9..40
Практическое занятие №1043
Практическое занятие №1150
Практическое занятие №1255
Практическое занятие №1361
Практическое занятие №1469
Практическое занятие №1575
Список используемой литературы ... 78
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Методические указания по выполнению практических занятий при изучении профессионального модуля ПМ.01 Техническое обслуживание и ремонт технологических компрессоров, насосов, компрессорных и насосных установок, оборудования для осушки газа, оборудования для осушки газа составлены в соответствии с ФГОС по профессии 18.01.27 Машинист технологических насосов и компрессоров. Обучающийся должен овладеть следующими профессиональными компетенциями:
ПК 1.1.Выявлять и устранять неисправности в работе оборудования и коммуникаций.
ПК 1.2.Выводить технологическое оборудование в ремонт, участвовать в сдаче и приемке его из ремонта.
ПК 1.3.Соблюдать правила безопасности при ремонте оборудования и установок.
В ходе освоения профессионального модуля для закрепления теоретических знаний и приобретения необходимых практических умений и навыков предусматривается проведение практических занятий. Каждое практическое занятие содержит отчёт по теории и выполнение необходимого расчётного или аналитического задания. Для выполнения расчётов, обучающиеся должны научиться правильно, пользоваться справочными таблицами, графиками. Выполнение расчётно-практических работ должно сопровождаться анализом параметров и формулировкой грамотных выводов.
Практическое занятие №1
Выполнение правил технического обслуживания насосов, компрессоров, оборудования для осушки газа
Определение технического состояния центробежных нагнетателей
Цель – получить практические навыки определения характеристик нагнетателя и мощности ГПА в эксплуатационных условиях.
Оборудование – индивидуальные методические пособия, справочные материалы.
Краткие теоретические сведения
Нагнетателями природных газов принято называть лопаточные компрессорные машины с соотношением давления сжатия свыше 1,1 и не имеющие специальных устройств для охлаждения газа в процессе его сжатия.
Все нагнетатели условно можно разделить на два класса: неполнонапорные (одноступенчатые) и полнонапорные. Первые, имеющие степень сжатия в одном нагнетателе 1,25-1,27, используются при последовательной схеме компремирование газа на КС, вторые - полнонапорные, имеющие степень сжатия 1,45-1,51, используются при коллекторной схеме обвязки компрессорной станции.
Каждый тип нагнетателя характеризуется своей характеристикой, которая строится при его натурных испытаниях. Под характеристикой нагнетателей принято понимать зависимость степени сжатия , политропического КПД () и удельной приведенной мощности от приведенного объемного расхода газа . Строятся такие характеристики для заданного значения газовой постоянной , коэффициента сжимаемости , показателя адиабаты, принятой расчетной температуры газа на входе в нагнетатель в принятом диапазоне изменения приведенной относительной частоты вращения . Типовая характеристика нагнетателя типа 370-18-1 приведена на рис. 2.36. Характеристики других типов имеют такой же вид, как для неполнонапорных, так и для полнонапорных нагнетателей.
Наличие надежных приведенных характеристик при эксплуатации газотурбинного привода позволяет обслуживающему персоналу выбирать наилучший режим работы в зависимости от конкретных условий и относительно легко определять мощность ГПА в эксплуатационных условиях.
Рис.1. Приведенные характеристики нагнетателя 370-18-1 при = 288К; = 0,9; = 490 Дж/(кг·К)
Задание
Определить степень сжатия по нагнетателю, коэффициент полезного действия (), производительность и мощность на муфте нагнетателя типа 370-18-1 при следующих исходных данных: частота вращения = 4500 об/мин, начальное абсолютное давление сжатия = 5,0 МПа, конечное абсолютное давление 6,1 МПа, температура газа на входе, = 288,2 К, газовая постоянная Rг = 510 Дж/кг·К, Rв = 287 Дж/кг·К.
Выполнение задания
1. Определяется относительная плотность газа по воздуху13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415
где и - соответственно, газовая постоянная воздуха () и газа ().
2. По уравнению состояния реального газа () определяется его плотность на входе в нагнетатель с учетом коэффициента сжимаемости газа = 0,9
13 EMBED Equation.3 1415р =13 EMBED Equation.3 1415
3. Определяется степень сжатия по нагнетателю
Е=13 EMBED Equation.3 1415
4. Определяется приведенная относительная частота вращения вала нагнетателя
(13 EMBED Equation.3 1415)=13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415
5. С использованием приведенной характеристики нагнетателя (рис.1) при найденных значениях степени сжатия и приведенной частоте вращения вала нагнетателя определяется приведенная объемная производительность: , м/мин.
6. Приведенная относительная внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем и его политропический КПД при = 480 м/ мин по характеристике рис. 1 составят:
= =.
7. Фактическая производительность нагнетателя составит: Q=Qпр13 EMBED Equation.3 1415
8.Объемный, или "коммерческий" расход, приведенный к стандартным условиям, определяется соотношением
Qk=13 EMBED Equation.3 1415, где = 0,675. 106 кг/м
9. Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателемNi=260 .Рв (13 EMBED Equation.3 1415)3
10. Мощность на муфте привода нагнетателя
где - механические потери мощности в системе ГПА, принимаемые в расчетах для этого типа агрегатов на уровне 100 кВт.
Контрольные вопросы?
1.Что собой представляют нагнетатели природных газов?
2.В чем состоит отличие полнонапорного нагнетателя от неполнонапорного?
3.Как объяснить техническую характеристику нагнетателя?
4.Какие параметры характеризуют работу нагнетателя?
5.Какую возможность дает эксплуатационному персоналу наличие надежных приведенных характеристик?
Практическое занятие №2
Предупреждение и устранения неисправностей в работе насосов Соблюдение правил пожарной и электрической безопасности
Цель – получить практические навыки анализа неисправностей в работе насосов и способов их устранения.
Оборудование – индивидуальные методические пособия, справочные материалы.
Краткие теоретические сведения
В системах уплотнения применяются насосы высокого давления – винтовые насосы. Эффективная работа насоса зависит от качества масла, величины его вязкости.
Рис.2. Винтовой насос и его блок клапанов
Задание.
1.Проанализируйте данные таблицы и предложите методы устранения неисправностей.
Таблица 1
Краткий перечень неисправностей, причины их возникновения и способы устранения
Вид неисправностей, внешние проявления:
Вероятная причина:
Способ устранения:
Винтовые насосы уплотнения развивают неодинаковое или недостаточное давление.
Неправильно отрегулирован перепускной дроссель.
Неправильно отрегулирован предохранительный клапан.
Неплотно прилегает обратный клапан.
Высокая температура масла перед насосами.
Увеличился зазор между винтами и рубашкой насоса.
2.Охарактеризуйте меры пожарной и электрической безопасности при устранении неисправностей.
Контрольные вопросы
1. Какое устройство имеют винтовые насосы?
2.Как они взаимодействуют с блоком клапанов?
3.Как меняют положение клапаны в блоке, если понижается давление за насосом?
4.Как меняют положение клапаны в блоке, если повышается давление за насосом?
Практическое занятие №3
Предупреждение и устранение неисправностей в работе компрессоров, аппаратов осушки газа
Соблюдение правил пожарной и электрической безопасности.
Цель – получить практические навыки анализа неисправностей в работе ГТУ и способов их устранения.
Оборудование - справочные данные, документация завода-изготовителя.
Краткие теоретические сведения
В условиях оценки состояния и работы ГТУ на газопроводах важное значение имеют практически все виды диагностики, прежде всего потому, что агрегаты на КС непрерывно работают в течение многих сотен и тысяч часов без остановки. Именно в этих условиях, не имея возможности в ряде случаев по технологическим причинам остановить агрегат, особенно важно оценить его текущее состояние и предсказать ход изме нения его основных характеристик (мощность, КПД) на перспективу.
В условиях КС в настоящее время заложена постоянно действующая система замера параметров работающих агрегатов по ГТУ и нагнетате лю. На станциях периодически измеряют параметры рабочего тела Р, Т по тракту ГТУ, параметры газа Р, Т по тракту нагнетателя, параметры окружающей среды. Однако на КС еще не организована до конца на дежная система комплексной оценки состояния агрегатов, например, по мощности или по расходу топливного газа и т.п., прежде всего из-за сложности достоверного определения расхода рабочего тела по ГТУ или транспортируемого газа по нагнетателю.
Следует отметить, что состояние агрегатов можно и целесообразно учитывать не только значениями измеряемых параметров, такими как Р и Т, но и такими характеристиками, как шум, вибрация, утечки рабочего тела по тракту агрегата и т.д.
Шум работающего агрегата представляет собой хороший источник диагностической информации, характеризующий сложный спектр шумов аэродинамического и механического происхождения, изменяющийся в зависимости от изменения состояния двигателя. Как известно, основными источниками шума в работающем двигателе являются компрессор, процесс горения топлива в камере сгорания, газовая турбина, вращающиеся детали вспомогательных механизмов ГТУ, обслуживающих агрегат. Если в этих условиях определять составляющие спектра шума от агрегата и отслеживать его изменения во времени, то диагностирование ГПА по спектру шума может быть весьма эффективным в условиях эксплуатации для оценки состояния агрегата.
При работе газотурбинного агрегата все его узлы и детали совершают вынужденные и резонансные колебания механического и аэродина мического происхождения, что вызывает так называемую вибрацию двигателя. К источникам колебаний механического происхождения можно отнести разного рода соударения и взаимодействие различных детали двигателя. К источникам колебаний аэродинамического происхождения можно отнести пульсацию потока газов по газовоздушному тракту ГТУ, турбулентность процесса горения топлива в камере сгорания и т.п.
В зависимости от конструктивного исполнения ГТУ, ее сборки и монтажа, условий эксплуатации, вибрация элементов установки может быть самой различной. В некоторых случаях вибрация может стать такой длительной, что заставит пойти на вынужденную остановку агрегата. В противном случае повышенная вибрация может привести к быстрому износу и разрушению узлов двигателя, прежде всего тех, которые при большей степени подвержены вибрации (лопатки, подшипники, узлы крепления корпуса двигателя и т.п.)
Всё это вместе взятое приводит к необходимости измерять на КС вибрацию на каждой ГТУ, чтобы на базе большого числа замеров установить спектры характерных неисправностей двигателей и разработать критерии эффективной эксплуатации ГТУ на КС.
Кроме указанных методов, в условиях эксплуатации проводится диагностика температурного состояния деталей агрегата, прежде всего деталей турбины, визуально-оптическая диагностика, позволяющая выявить разрывы материала, трещины, неплотности, деформации, нарушения покрытий изоляции камер сгорания, газовой турбины и т.п.
С помощью того или иного метода диагностики ГПА можно и весьма целесообразно прогнозировать изменение технического состояния агрегата с целью предупреждения вынужденных остановок ГПА, повышения эффективности их эксплуатации, определения видов и сроков проведения ремонтов
Задание.
1.Проанализируйте данные таблицы и предложите методы устранения неисправностей.
Таблица 2
Краткий перечень неисправностей, причины их возникновения и способы устранения
Наименование неисправностей, внешнее проявление
Вероятная причина
Способ устранения
Снижение мощности турбины
Увеличение радиальных зазоров в проточной части турбины вследствие задевания лопаток
Загрязнение проточной части ОК
Коробление обоймы ТВД, задевания в проточной части, вибрация агрегата
Неравномерный нагрев элементов проточной части вследствие неравномерности поля температур за камерой сгорания
Задиры и риски на шейках валов и вкладышах подшипников
Некачественная очистка системы смазки при монтаже
Колебания частоты вращения вала ТНД (силовой турбины) при работе РС
Заедание поршня и золотника РС или золотника сервомотора РК
Срыв напора на импеллере
Повышенная температура подшипников
Недостаточная подача смазочного масла
Температура масла после АВО превышает 50о
Повреждение вкладышей подшипников
Повышенная вибрация на корпусах подшипников агрегата
Низкая температура смазочного масла при запуске ГТУ
Неправильные зазоры во вкладышах подшипников. Задевание по лопаткам или в уплотнениях. Поломка лопаток ротора ГТУ или колеса нагнетателя
Температура перед ТВД высокая, мощность агрегата недостаточная (частота вращения вала ТНД мала)
Пропуск воздуха в атмосферу через сбросные клапаны
Засорены фильтры ВЗК
2.Охарактеризуйте меры пожарной и электрической безопасности при устранении неисправностей.
Контрольные вопросы
1. К каким последствиям может привести срыв напора на импеллере?
2.Что является причиной повышения температуры на подшипниках?
3.Как устранить коробление обоймы ТВД?
4.Что является причиной задиров и рисок на шейках валов и вкладышах подшипников?
5.Как устранить вибрацию на корпусах подшипников?
Практические занятия №4
Ремонт трубопроводной арматуры
Цель – получить практические навыки анализа неисправностей в работе ГТУ и способов их устранения.
Оборудование - справочные данные, документация завода-изготовителя.
Краткие теоретические сведения
Рис. 3. Устройство наземного крана
Порядок разборки и сборки крана и его узлов
1 Разборка крана и его узлов производится для устранения отказов, повреждений, возникающих при эксплуатации.
2.При разборке необходимо произвести тщательный осмотр, смазку и замену вышедших из строя деталей и узлов.
При разборке и сборке обеспечить сохранность, чистоту уплотнительных и резьбовых поверхностей деталей и узлов крана.
Запасные части предприятием-изготовителем кранов поставляются по отдельному заказу.
При сборке все трущиеся поверхности, резьбовые соединения, детали с резиновыми кольцами и сопрягаемые с ними поверхности покрыть смазкой Литол-24 ГОСТ 21150-87 для кранов исполнения У1 или ЦИАТИМ-221 ГОСТ 9433-80 для кранов исполнения ХЛ1.
3. При разборке приводов уплотняющие поверхности между корпусом,
крышками и другими прилегающими деталями очистить от старого герметика. При сборке на очищенные и осушенные уплотняющие поверхности нанести сплошной слой толщиной 1-2 мм герметика "Автогермесил" ТУ 6-15-1822-95.
4.Резьбовые соединения с конической резьбой, при необходимости,
допускается уплотнить подмоткой ленты ФУМ 0,1х10 ТУ 6-05-1388-86.
5. В связи с тем, что корпус крана выполнен цельносварным, полная разборка
узла крана с целью ремонта может производиться после вырезки крана из трубопровода и только на специальных ремонтных заводах, имеющих для этого необходимое оборудование, по специальной технологии.
6. Частичную разборку, с целью ремонта уплотнения шпинделя узла крана,
выполнить без вырезки крана из трубопровода в следующей последовательности:
· убедиться что давление газа в трубопроводе отсутствует;
· открыть кран и сбросить оставшееся давление газа из корпуса крана через трубу сброса конденсата;
· открыть кран и сбросить давление импульсного газа из системы управления краном;
· узел управления обесточить, электрические кабели снять;
· снять с колонны кожуха, предохраняющие трубопроводы отбора импульсного газа , подачи смазки , сброса конденсата ;
· отвернуть гайки в верхней части колонны и снять привод;
· вынуть удлинитель из колонны, используя резьбовое отверстие на торце удлинителя;
· отвернуть гайки в нижней части колонны и снять ее;
· на узле крана отвернуть винты крепления шпонок и снять их;
· отвернуть гайки крепления фланца и снять его;
· осторожно извлечь кольцо , используя резьбовые отверстия, манжеты и манжетодержатели.
Сборку всех деталей и узлов крана производить в обратной последовательности после тщательного осмотра, смазки и замены вышедших из строя деталей.
Задание
1.Внимательно изучите краткие теоретические сведения.
2.В соответствии с позициями схемы устройства наземного крана опишите порядок разборки крана при ремонте.
Контрольные вопросы
1.Какое устройство имеет кран?
2.Как осуществляется набивка крана?
3.Как производится удаление влаги и конденсата из нижней части крана?
4.Где приобретают запасные части для ремонта крана?
Практическое занятие №5
Устранение неисправностей в работе арматуры
Цель – получить практические навыки анализа неисправностей в работе трубопроводной арматуры и способов их устранения.
Оборудование - справочные данные, документация завода-изготовителя.
Краткие теоретические сведения
Техническое обслуживание крана
1.При эксплуатации крана периодически, не реже одного раза в три месяца, проводить осмотр крана.
При осмотре необходимо контролировать:
· состояние резьбовых соединений крана, привода и трубопроводов, кабельного
ввода и заземления узла управления, при необходимости подтянуть их;
· уровень гидрожидкости в гидросистеме пневмогидропривода, при необходимости долить через расширительный бак ;
· наличие смазки в подшипниках редукторов, при необходимости – добавить;
· наличие смазки на червяке и трущихся поверхностях деталей редуктора, при необходимости – нанести;
· состояние лакокрасочного покрытия, в случае нарушения – восстановить.
2. Один раз в три месяца с помощью давления газа в трубопроводе производить удаление влаги и конденсата из нижней части корпуса крана.
Удаление влаги и конденсата на шаровых кранах в надземном исполнении производить через заглушку дренажную следующим образом ;
· по указателю на приводе убедиться, что шаровая пробка открыта;
· постепенным вращением против часовой стрелки отвернуть гайку до упора 6.
При этом струя газа будет выбрасываться в атмосферу через заглушку .
По окончании выброса загрязнённого газа гайку завернуть до упора. Убедиться
в отсутствии утечек газа.
Сброс влаги, конденсата и газа из внутренней полости кранов подземной установки осуществляется через узел сброса конденсата следующим образом:
· открыть полностью кран шаровой ;
· постепенно вывернуть пробку ;
· газ с конденсатом из нижней точки корпуса крана будет стравливаться в атмосферу;
· после выброса загрязнённого газа и конденсата кран закрыть, а пробку ввернуть до упора. Убедиться в отсутствии утечек газа.
3. Не более, чем через 50 циклов перестановок крана или один раз в год заме-
нить увлажнённый сорбент в фильтре – осушителе на сухой. Работу проводить присутствии давления импульсного газа в системе управления пневмогидропривода.
Одновременно с этим из корпуса фильтра удалить грязь, а сетки и фильтр тонкой очистки промыть в любом органическом растворителе и продуть сжатым воздухом.
4 Для обеспечения работоспособности кранов необходимо не реже одного
раза в три месяца производить поворот шаровой пробки вручную маховиком или насосом пневмогидропривода, или с местного пульта управления привода на угол 10
· – 15
· на закрытие. Убедившись в работоспособности, пробку крана необходимо установить в исходное положение.
5 В случае негерметичности в уплотнении шпинделя необходимо произвести набивку герметизирующей смазки.
Порядок набивки герметизирующей смазки в уплотнение шпинделя:
· одним ключом отвернуть заглушку набивочного штуцера, при
этом другим ключом удерживать корпус от выкручивания;
· навернуть на штуцер быстросъёмное устройство для набивки, заполненное смазкой;
· произвести набивку смазки в уплотнение шпинделя.
После набивки смазки снять быстросъемное устройство набивки и установить заглушку набивочного штуцера.
Примечание. Унифицированное быстросъемное устройство для набивки смазки в комплект поставки крана не входит. В качестве рекомендации предлагается использовать ручные или автоматические устройства фирмы Sealweld.
6 Набивку смазки в затвор крана, в случае потери герметичности, производить в таком же порядке как описан в п. 5. В краны надземного исполнения набивать смазку надо последовательно в противоположные штуцеры с каждой стороны крана.
ВНИМАНИЕ. Давление набивки уплотняющей смазки по п. 5 и п. 6 на входе набивочного штуцера не должно превышать 15,0 МПа для кранов до Ру 10 МПа и 24 МПа для кранов Ру 12,5 и Ру 16,0 МПа.
7 Результаты осмотра, обнаруженные неисправности и способы их устранения при обслуживании крана отразить в специальном журнале за подписью ответственных лиц.
Задание.
1.Проанализируйте данные таблицы и предложите методы устранения неисправностей.
Таблица 3
Характерные неисправности и неполадки в работе запорных кранов с шаровым затвором
Наименование неисправностей
Причина
Способ устранения
1
2
3
Отказ в работе гидропневма
тического управления
и выброс большого
количества масла.
Кран зимой не
перестанавливается.
Образование гидратов
в обратных клапанах на
линиях отбора газа.
Указатель поворота
шарового затвора
неправильно показывает
положение шарового
затвора.
Отказ в работе ручного
масляного насоса.
Негерметичность крана.
Кран полностью не открывается и не закрывается
ся и не закрывается.
Длительное время дренажа,
забивание дренажного
отверстия грязью.
При гидропневматическом
управлении и ручном
управлении при закрытии
крана происходит его
открытие и наоборот.
При подаче напряжения на
обмотку электромагнитного
клапана или при поднятии
рычага электромагнитного
клапана при местном
гидропневматическом
управлении
кран не переставляется.
Медленная перестановка
крана, не удовлетворяющая
требованиям эксплуатации.
Перестановка крана ДУ1000
при давлении в газопроводе
35-55 кгс/см2 происходит
примерно 50-60с.
Замерзание импульсных
линий и фильтра-осушителя.
Негерметичность уплотнения
шпинделя.
Большая утечка масла в
корпус кулисного механизма
из гидроцилиндров.
Утечка газа по боковому
разъему корпуса.
Потеря герметичности
уплотнений поршней сервомотора вследствие износа.
Примерзание шарового затвора
к корпусу при неудовлетворительном дренаже.
Несвоевременная замена твердого адсорбента в фильтре-
осушителе, негерметичны
обратные клапаны.
Неправильно установлена ко-
робка конечных выключателей.
Смещение шарика всасывающего клапана от оси
своего гнезда.
Износ уплотнений седел.
Кран недозакрыт.
Нарушена регулировка хода поршней.
Неправильно залито масло в гидробаллоны.
Недостаток заводской конструкции заглушки на дренажной трубке
Сервомотор установлен на
корпусе крана неправильно
(перпендикулярно оси
газопровода)
Рукоятка шестиходового
переключателя не установлена
в положение “Дистанционное
управление”
Наличие в нижней части гидробаллонов автоматических
регуляторов расхода масла,
создающих дополнительное сопротивление маслу,
вытесняемому из гидробаллона.
Из узла управления не удалена
вода после гидравлических
испытаний.
Износ уплотнительных резиновых колец.
Износ уплотнения штока.
Износ уплотнительного кольца между корпусом и боковой частью.
Контрольные вопросы
1.Какие отказы наиболее часто возникают в работе крана?
2.Как осуществляется набивка крана?
3.Как производится удаление влаги и конденсата из нижней части крана?
Практическое занятие №6
Устранение неисправностей в работе оборудования для слива и перекачки жидкостей
Цель – получить практические навыки анализа неисправностей в работе оборудования для слива и перекачки жидкостей и способов их устранения.
Оборудование - справочные данные, документация завода-изготовителя.
Краткие теоретические сведения
При работе ГПА масло высокого давления после насосов 8 по маслопроводу поступает на вход регулятора перепада давления 3. После регулятора 3 оно поступает в аккумулятор 2 и далее по двум маслопроводам 7 к уплотнениям 6 центробежного нагнетателя 1. После уплотнений масло сливается в поплавковые камеры 4, по мере заполнения которых оно перетекает в газоотделитель 5, где происходит выделение газа, растворенного в масле. Очищенное от газа масло возвращается в основной маслобак, а выделившийся из масла газ через свечу отводится в атмосферу.
Рис.4 . Система уплотнения центробежного нагнетателя:
1 - центробежный нагнетатель; 2 - аккумулятор; 3 - регулятор перепада давления; 4 - поплавковая камера; 5 - газоотделитель; 6 - масляное уплотнение (торцевое); 7 - маслопровод высокого давления; 8 - винтовые насосы
Задание
1.Проанализируйте данные таблицы и предложите методы устранения неисправностей.
Таблица 4
Краткий перечень возможных неисправностей, причины возникновения, устранение их.
Вид неисправностей, внешние проявления:
Вероятная причина:
Способ устранения:
На «холостом ходу» или при разгрузке нагнетателя поплавковая камера переполняется маслом.
Избыточный расход масла через поплавковую камеру.
Неустойчивое поддержание перепада давления «масло-газ» в системе уплотнения нагнетателя.
Мал уровень масла в аккумуляторе при нормальном перепаде давления «масло-газ».
Большая загазованность (до 3-6%) в маслобаке и чрезмерное снижение уровня масла в нём.
Исчезновение перепада давления «масло-газ»
Давление масла ниже давления газа (при сбросе газа явление повторяется в обратном порядке).
Повышенный расход масла через уплотнения нагнетателя.
Завис поплавок в поплавковой камере.
Повреждение торцевого уплотнения ротора нагнетателя.
Заедание подвижных элементов регулятора перепада.
Давлением газа шарик обратного клапана прижат к седлу.
Неисправность в газоотделителе или пониженный уровень масла в поплавковой камере.
Разрушение уплотнения в клапане слива масла из маслобака (для ГТК 10-4)
Утечки масла по соединениям маслопроводов.
Дефектное торцевое уплотнение ротора нагнетателя
Регулятор перепада произвольно разрегулировался.
Порвалась резиновая мембрана или испортился сильфон в регуляторе перепада.
Закрыт вентиль на подводе газа к регулятору перепада давления «масло-газ».
Забилась импульсная трубка на подводе газа к регулятору перепада давления или к манометру.
Увеличены зазоры в торцевых уплотнениях, разрушение уплотнений (частичное).
Контрольные вопросы
1.Как работает система уплотнения центробежного нагнетателя?
2.Какие могут быть неисправности в работе регулятора перепада давления?
3.Как устраняются неисправности при повышенном расходе масла через уплотнения нагнетателя?
4.Что является причиной чрезмерного уноса масла через поплавковую камеру?
Практическое занятие №7
Подготовка и проведение ремонта осевого компрессора
Оформление технической документации
Цель – получить практические навыки разработке мероприятий по подготовке и проведению ремонта осевого компрессора.
Оборудование - справочные данные, документация завода-изготовителя.
Краткие теоретические сведения
Обнаруженные при дефектовке лопаток забоины, заусеницы зачищают надфилем и шлифовальной шкуркой. Загнутые кромки выравнивают легкими ударами молотка, подставив с обратной стороны специальную оправку. Шлифовку заусениц и острых кромок вокруг вмятин и забоин на рабочих турбинных лопатках необходимо производить осторожно, чтобы не изменить профиль лопатки. Перед шлифовкой лопатки вынимаются из пазов диска.
Замена рабочих лопаток ТВД и ТНД. Перед началом разлопачивания проверяют наличие и четкость маркировки на лопатках; при необходимости её восстанавливают цифровыми клеймами или электрокарандашом.
Перед снятием рабочих лопаток ТВД и ТНД необходимо вывернуть стопорные винты замковой лопатки. Винты раскернивают осторожно, чтобы не повредить пазы лопаток под стопор. Пазы дисков и хвосты лопаток очистить от отложений. Подлежащие замене лопатки взвесить и по массе подобрать новые. При разрушении лопатки новая подбирается той же массы, что и диаметрально противоположная. Масса новой лопатки не должна отличаться от прежней более чем на 2,5 г при взвешивании на рычажных весах. Подгонка лопатки по массе производится шлифовкой утонения лопатки до высоты, достаточной для обеспечения нормального радиального зазора в проточной части, а если это невозможно, то допускается снимать металл на конце пера лопатки, увеличивая тем самым высоту утонения.
Перед установкой лопаток пазы дисков смазать глицерином или касторовым маслом. Лопатки собирают согласно маркировке на диске, на самих лопатках и на вставках. Последней устанавливают замковую лопатку, затем стопорный винт заворачивают и закернивают. При замене целого ряда рабочих лопаток или нескольких лопаток ротор должен быть динамически отбалансирован. При установке лопаток и вставок проверяют и при необходимости исправляют зазоры между лопатками, между лопатками и вставками и в стыках вставок по окружности.
Замена лопаток осевого компрессора. Перед началом разлопачивания проверить маркировку нумерации лопаток и при необходимости нанести ее цифровыми клеймами или электрокарандашом. Сверлом диаметром 8 мм засверливают стопорные винты замка и выворачивают трехгранником. После этого вынуть клин и вставки. Вырубать замки зубилом нельзя во избежание повреждения замкового паза. Если невозможно отодвинуть вставки отлопаток то высверливают все детали замка. Сверление деталей замка очень ответственная операция. Выполнять ее нужно осторожно, учитывая конструкцию ротора.
После удаления замка вынимают замковую вставку и, сдвигая по пазу в сторону замка, все остальные лопатки. На роторах с большой наработкой в пазах скапливаются различные отложения. Поэтому для облегчения передвижения лопаток в пазах за несколько часов до разлопачивания их обильно смачивают керосином. Отделение лопаток в ступени производится специальным клином в виде зубила, а затем с помощью выколотки цветного металла и молотка передвигают их по пазу. При этом необходимо следить за тем, чтобы не повредить лопаток и зубчики паза. Разлопачивают компрессор в следующем порядке: сначала раскернивают стопорные винты, крепящие в разъемах цилиндра крайние промежуточные тела или лопатки, и выворачивают их. Затем раскернивают промтела и вынимают их и лопатки из паза. После удаления лопаток на роторе и цилиндре тщательно очистить от грязи и ржавчины, промыть керосином или раствором тринатрийфосфата и протереть насухо. Все задиры и заусеницы зачистить. Для облегчения передвижения лопаток пазы смазать тонким слоем глицерина, касторового масла или вискозина. Перед облопачиванием подготавливают необходимое количество новых лопаток. Новые лопатки подбирают равными по массе дефектным. Лопатки с пером длиной более 90 мм подбирают с учетом взвешивания на рычажных весах. Если массу поврежденной лопатки определить невозможно, то новая лопатка подбирается равной по массе диаметрально противоположной лопатке с точностью ±2,5 г. При замене большого числа рабочих лопаток они также подбираются по отношению к противоположным с точностью, ±2,5г.
При подборе лопаток необходимо учитывать и частоту их собственных колебаний. Собственные частоты определяют прибором ТИРЧ .Эта проверка имеет важное значение, так как при совпадении частот собственных колебаний лопатки с частотой возмущающей силы (явление резонанса) на работающем турбоагрегате может произойти обрыв лопаток.
Хвост каждой новой лопатки подогнать к пазу в роторе или цилиндре и к хвостам соседних лопаток. Прилегание лопаток определяют по краске и щупу. В отверстия в бочке ротора, где высверлены стопорные винты, ввернуть гужоны и запилить их заподлицо с плоскостью.
Ротор компрессора облопачивают следующим образом. В пазу ротора устанавливается упор разжатые стальным клином медные пластинки. К нему подводятся поочередно лопатки и уплотняются легким подколачиванием молотком через медную оправку. Лопатки должны быть пригнаны плотно друг к другу. При облопачивании ротора и цилиндра необходимо сразу проверять положение в пазу каждой лопатки. Отклонение по радиусу допускается не более 0,35 м, а в осевом направлении 0,3 на 100 мм длины лопатки. Проверка радиального положения лопаток производится специальными шаблонами, а осевое положение угольником.
Превышение указанных допусков приводит к изменению расчетных сечений каналов и нарушению условий истечения воздуха, что значительно снижает к.п.д. всей турбоустановки. При замене направляющих лопаток компрессора подогнать суммарный зазор между стыками промтел согласно техническим требованиям путем подбора лопаток или опиловки промтел, застопорить кернением соответствующие лопатки.
После набора всех лопаток устанавливают замок. Новые вставки и клин перед этим подогнать по краске. Зубцы вставок должны плотно входить в пазы на хвостах лопаток, связанных замковым пазом. В щель между вставками забивают самотормозящий клин.
Верхние выступы вставок расчеканивают таким образом, чтобы они закрывали клин. По разметке просверлить и нарезать отверстия под стопорные винты. Стопорные винты завернуть до разрушения шейки, после чего запилить весь замок заподлицо с поверхностью ротора. На замке после расчеканки замковых вставок не должно быть трещин.
Облопачивание цилиндра осевого компрессора завершается установкой стопорных шайб с винтами.
После установки замка вручную при помощи специальных оправок лопатки рихтуют в радиальном и осевом направлениях.
Восстановление радиальных зазоров осевых компрессоров нанесением уплотняющего органосиликатного материала. Предлагаемая технология разработана институтом ВНИИгаз. Она отличается простотой и позволяет безопасно устанавливать в процессе ремонта лопатки с уменьшенными (вплоть до нулевых) начальными радиальными зазорами в проточной части компрессора и в концевых уплотнениях ГТУ. Их рабочий размер устанавливается за счет выработки материала вращающимися деталями.
Органосиликатный материал наносится на предварительно очищенную и обезжиренную поверхность статора компрессора способами лакокрасочной технологии, не требующими специальной оснастки (кистью, пульверизатором и т. д.). Он обладает хорошей адгезией к металлам, полимеризуется при комнатной температуре, обладает высокой термостойкостью (до 400°С) и позволяет получать уплотняющие слои толщиной до 3 мм. Уплотнительный слой из органосиликатного материала обладает хорошей прирабатываемостью к материалу лопаток, высокой стойкостью к различным средам (масло, керосин, конденсат и т. п.) и надежной работой в проточной части ГТУ. На основании опытных данных применение данного метода дает прирост мощности ГТУ на 500 600 кВт.
Указанная технология предусматривает применение органосиликатной композиции марки ОС-8201, выпускаемой отечественной промышленностью. Перед нанесением мастики поверхность статора и обойм уплотнений тщательно очищают от ржавчины, грязи и других отложений и обезжиривают протиркой толуолом. Уплотняющую мастику приготавливают непосредственно перед употреблением путем тщательного перемешивания в течение 2030 мин органосиликатной композиции с отвердителем АГМ-3 в количестве 0,61,2% от массы композиции. Отвердитель предварительно растворяют в толуоле (на 1 весовую часть отвердителя 5 весовых частей толуола). Приготовленную мастику наносят кистью слоями толщиной 0,10,2 мм через 30 мин для высыхания предыдущего слоя.
Задание
1.Внимательно изучите краткие теоретические сведения.
2.Составьте алгоритм замены рабочих лопаток ТВД и ТНД и осевого компрессора с указанием используемого инструмента.
3.Опишите технологию восстановления радиальных зазоров осевых компрессоров нанесением уплотняющего органосиликатного материала.
Контрольные вопросы
1.Какие дефекты обнаруживают при дефектовке лопаток?
2.Какой инструмент используется при замене лопаток в осевом компрессоре?
3.Как готовят уплотняющую мастику для восстановления радиальных зазоров осевых компрессоров?
Практическое занятие №8
Подготовка и проведение ремонта основных узлов газовой турбины Оформление технической документации
Цель – получить практические навыки разработке мероприятий по подготовке и проведению ремонта основных узлов газовой турбины.
Оборудование – индивидуальные методические пособия, справочные данные, документация завода-изготовителя.
Краткие теоретические сведения.
Ремонт роторов
Перед началом ремонта внимательно ознакомиться с дефектной ведомостью объема работ, осмотреть ротор, оценить состояние шеек, упорного диска, уплотнительных колец лабиринтных уплотнений, шестерни валоповоротного и расцепного устройства. На зубьях шестерни зачистить заусеницы, забоины и задиры. Шестерню, на которой обнаружены трещины или выкрашивания, заменить. В этом случае, а также при перецентровке ротора в цилиндре по расточкам под уплотнения необходимо пригнать зацепление по краске с шестернями валоповоротного устройства.
Кромки мелких круговых рисок на шейках и упорном диске зачищаются оселком, затем шейки и рабочие поверхности шлифуют мелкой шлифовальной шкуркой на тканевой основе (ГОСТ 13344 79) с маслом. Шкурку вырезают по размеру шейки и, смочив турбинным маслом, оборачивают вокруг шейки в нахлест. Поверх шкурки наматывают спиралью по всей длине шейки ремень шириной 5060 мм из плотного брезента или старого пожарного шланга со свободными концами на обе стороны длиной по 1,52 м, за которые попеременно тянут в обе стороны после шлифовки производится полировка пастой ГОИ, нанесенной на фетр.
В процессе ремонта приходится часто исправлять такие серьезные дефекты, как биение упорного диска, крупные задиры и риски на шейке и упорном диске, конусность, овальность и бочкообразность шеек.
При обнаружении боя упорного диска необходимо убедиться в отсутствии искривления оси вала путем проверки всего ротора на бой индикатором. Незначительный бой диска (0,060.12 мм) допускает исправление вручную шабровкой с последующей шлифовкой шкуркой и полировкой пастой ГОИ. Эта операция производится следующим образом: дефектную поверхность упорного диска разделить на восемь равных частей и записать значение боя в каждой точке. Плоским шабером металл диска снимают от места наибольшего боя, сводя шабровку до уровня требуемой плоскости диска. Шабровку контролируют микрометром, проверяя одновременно бой диска. После шабровки поверхность диска шлифуют с помощью чугунного притира и шлифовальной шкурки на тканевой основе. Чугунный притир представляет собой диск с вырезом под шейку ротора, толщина притира 2530 мм. Внутренний и наружный диаметр притира, а также ширина выреза должны быть на 25 мм больше диаметра шейки вала и упорного диска соответственно. Рабочую поверхность притира обработать на плоскошлифовальном станке и проверить по контрольной плите. Диск шлифуют при равномерном плотном прижатии притира по всей площади. Этого можно достичь, изготовив приспособление, изображенное на рис.35. В конце процесса шлифовки шкурка смазывается турбинным маслом. Шлифовка поверхности с последующей полировкой пастой ГОИ производится до 9-го класса чистоты. Торцовый бой рабочей поверхности упорного диска на наружном диаметре при этом не должен превышать 0,015 мм
Бой рабочей поверхности упорного диска с обратной стороны исправляется аналогично. Таким же способом зачищают упорный диск от мелких рисок и надиров.
Крупные (более 0,2 мм) риски и задиры, конусность бочкообразность и эллипсность шеек, превышающие 0,02 мм. устраняют проточкой резцом с последующей шлифовкой. Уменьшение диаметра шейки ротора после токарной обработки допускается не более чем на 3%от чертежного размера в связи с уменьшением механической прочности. При необходимости проточки шейки сверх допуска в каждом конкретном случае необходимо согласование с заводом-изготовителем.
Рис. 5. Приспособление для шлифовки упорного диска.
1-притир;2- упорный диск; 3-тяга; 4-планка; 5-нажимной болт
Ремонт шеек вала и упорных дисков желательно производить на кустовых ремонтных базах, оборудованных большими токарными станками типа ДИП-500 со станиной длиной не менее 6 м с люнетами. Вкладыши люнетов станка желательно изготовить из бронзы шириной не менее 0,5 диаметра вала. Места на роторе, которыми он будет опираться на люнеты, выбирают ближе к опорным шейкам. Опорные места не должны иметь конусности, овальности, бочкообразности и неконцентричности более 0,02 мм. Дефектные места исправляют ручной опиловкой с последующей
шлифовкой.
Перед началом проточки необходимо самым тщательным образом при помощи индикаторов часового типа проверить параллельность оси вала продольной подаче суппорта. При этом за базу принимают неповрежденные участки шейки вала, расположенные у галтелей.
После проточки на суппорт станка вместо резца устанавливают шлифовальную головку, с помощью которой шлифуют и полируют шейки. При грубой шлифовке скорость продольной подачи 23 мм на один оборот ротора, а при окончательной шлифовке 0,71 мм. Особенно качественной получается шлифовка алмазным кругом. Полировка до зеркального блеска выполняется войлочным кругом с нанесенной на него полировочной пастой.
В связи с трудностями приобретения станков типа ДИП-500 с длинной станиной можно на кустовых ремонтных базах изготовить станки конструкции ПТП Уралгазэнергоремонт . Вращение ротора в этом станке осуществляется от валоповоротного устройства ГТУ с промежуточным редуктором (суппорт и шлифовальная головка покупные). Станок универсален в использовании для любых роторов ГТУ, так как все узлы его (привод, опоры подшипников) монтируются на стендовых плитах железнодорожных рельсах и могут раздвигаться на требуемую величину.
При отсутствии хорошо оснащенных ремонтных баз проточку и шлифовку шеек и упорных дисков можно выполнять в собственных или технологических подшипниках при помощи приспособления, показанного на рис. 6.
Для изготовления такого приспособления используют суппорт небольшого токарного станка, на котором закрепляют резец или шлифовальную головку. Перед началом токарной обработки шейки или диска необходимо выполнить следующие подготовительные операции:
Рис. 6. Приспособление для ремонта опорных шеек вала в собственных подшипниках.
1-подставка; 2-суппорт; 3-шлифовальная машинка; 4-защитные фетровые щитки; 5-подвод масла смазки
Рис. 7. Закрепление опорно-упорного пвкладыша.
1-стопорные планки; 2-подкладки.
.
зажать нижние половины вкладышей (рис. 7), уложить ротор, завести установочные колодки упорного подшипника, зажать установочное кольцо планками. Установить шариковый упор в торец рабочего диска турбины (рис. 8). При шлифовке плоскости диска со стороны установочных колодок установить рабочие колодки и шариковый упор в ротор со стороны всасывания; собрать валоповоротное устройство; заглушить подвод масла на смазку подшипников; установить приспособление, выверить индикатором его установку по неповрежденным частям шеек или другим базовым поверхностям ротора; для удаления стружки на разъеме вкладыша вплотную к шейке с обеих сторон уложить и закрепить планками мягкий фетр толщиной 1015 мм. Во время проточки и шлифовки периодически смазывать из масленки шейку цилиндровым маслом. Стружку за один проход брать не более 0,20,3 мм. Меняя рабочий инструмент (резец, шлифовальный круг, фетровый круг с пастой РОИ), выполняют последовательно проточку, шлифовку и полировку шейки. После ремонта шеек вала требуется перезаливка баббитовой заливки вкладышей подшипников и расточка их под новый размер.
При наличии поврежденных усиков уплотнений, которые не могут быть выправлены, или сработанных последние необходимо заменить. На практике эту операцию в большинстве случаев выполняют вручную путем выпиливания ножовочным полотном чеканной проволоки с последующим удалением лабиринтных колец из пазов клещами. Однако при этом часто повреждаются кромки каналов паза, поэтому такой способ ремонта нежелателен.
Ремонт уплотнений следует выполнять с помощью описанных станков или приспособлений (см. рис. 6) для ремонта роторов. Чеканную проволоку вырезают отрезным резцом, толщина режущей части которого выбирается в пределах 0,81,0 мм с тем расчетом, чтобы не повредить канавку под уплотнение. Во избежание образования гофр на чеканной проволоке, вызывающих поломку резца, впереди него устанавливается прижимной вращающийся ролик. Скорость подачи резца 0,050,1 мм на один оборот ротора. Для замены удаленных колец нарезаются заготовки новых уплотнительных колец и чеканной проволоки. Длина заготовки должна быть больше длины окружности канавки под уплотнение на 35 мм.Для чеканки применяют проволоку 01,5 мм из стали 12К18Н9Т, термически обработанную, повышенной точности по ГОСТ 18143 72, прокатав ее предварительно в вальцах до размера 1 ±0,05 мм. Уплотнения набивают так, чтобы в каждой канавке стык уплотнительного кольца и стык чеканной проволоки отстояли друг от друга на расстоянии не менее 100 мм по дуг
Рис. 9. Чекан запрессовки проволоки уплотнительных колец.
Стык уплотнительного кольца в канавке должен быть смещен основательно стыка соседнего кольца не менее чем на 100 мм по дуге. Зазоры в стыках уплотнительных колец должны быть 0,50,7 мм, а в стыках чеканной проволоки 11,6 мм. В уплотнительном кольце и чеканной проволоке в каждой канавке должно быть только по одному стыку. Проволоку чеканят по периметру окружности специальным чеканом (рис. 9), оставляя по 2030 мм концы проволоки в стыке незачеканенными. Подогнать зазор в стыке проволоки и концы зачеканить.
Процесс ручной зачеканки уплотнительных колец чрезвычайно трудоемкий и утомительный, поэтому его необходимо механизировать. Например, заменив резец токарного станка (или приспособления) (см. рис. 7) на приспособление для закатывания колец, представляющее собой оправку с вращающимся роликом из закаленной стали, постепенно увеличивают усилие закатывания и доводят его до 30 кгс. Усилие контролируют по наклейменному на оправке зазору, который выполняют при изготовлении оправки. Повышение производительности ремонтных работ на 300% при зачеканке колец дает использование приспособления на базе клепочного пневматического пистолета КМП-10. Рабочим инструментом в этом приспособлении служит ударник из закаленной стали. При вращающемся от валоповорота роторе один слесарь при помощи этого приспособления выполняет зачеканку всех колец воздушного и газового уплотнений за 56 ч. Качество зачеканки уплотнительных колец проверяют приложением усилия 20 кгс на длине кольца 10 мм у стыка.При этом кольцо не должно выходить из паза.
После расчеканки уплотнительные кольца рихтуют в плоскости, перпендикулярной к оси ротора, специальными оправками или при помощи обычных плоскогубцев. Проточка уплотнений до нужного размера выполняется на токарном станке или при помощи того же приспособления (см. рис. 7). Перед началом проточки лабиринтные втулки из расточек корпуса удаляют. Для того чтобы не перенастраивать на каждое кольцо станок или приспособление, целесообразно сначала зачеканить и проточить под один размер все короткие «усики», а затем высокие. По окончании всех ремонтных операций ротор снять и уложить на козлы.
Если при ремонте ротора появляется его неуравновешенность (после замены лопаток, пересадки дисков, рабочих колец центробежных нагнетателей), то такие роторы подлежат обязательной балансировке. Динамическая балансировка роторов производится на специальных балансировочных станках высококвалифицированными специалистами. В процессе балансировки на вращающемся в подшипниках станка роторе при перемещении балансировочного груза происходит изменение амплитуды колебаний подшипников. По результатам измерений этих амплитуд расчетным путем определяют массу компенсирующих неуравновешенность ротора грузов и места их установки. Роторы турбин уравновешивают за счет съема металла с дисков, имеющих балансировочные уступы, или путем установки постоянных грузов в балансировочные пазы. Постоянные грузы должны быть надежно закреплены от перемещения в пазах стопорными винтами и кернением. Роторы центробежных нагнетателей на практике балансируются только за счет съема металла с основного и покрывающего дисков рабочего колеса.
Задание
1.Внимательно изучите краткие теоретические сведения.
2.Составьте описание технологии ремонта шеек, упорного диска и уплотнений ротора.
Контрольные вопросы
1.Как устраняют неуравновешенность ротора?
2.Каккой инструмент используют при ремонте шеек ротора?
3.Что делают с шестерней у которой обнаружены трещины и выкрашивания?
Практическое занятие №9
Подготовка и проведение ремонта камеры сгорания
Оформление технической документации
Цель – получить практические навыки разработке мероприятий по подготовке и проведению ремонта камеры сгорания.
Оборудование - справочные данные, документация завода-изготовителя.
Краткие теоретические сведения
Ремонт камеры сгорания сводится в основном к ремонту или замене поврежденных жаровых узлов и донабивке теплоизоляции. После разборки камеры сгорания в процессе дефектовки все отверстия в головках основных и дежурной горелок в воспламенителе должны быть очищены.
Рис. 10. Установка колец смесителя из трех частей. Развернутая длина кольца, мм: 0 3341110, 06202010.
В случае обнаружения на деталях камеры сгорания трещин необходимо определить границы трещин и по концам их засверлить отверстия 056 мм. Сделать разделку металла под сварку и трещины заварить электродом 034 мм ЭА-1М2Фа (КТИ-5). Электроды КТИ-5 при их отсутствии можно заменить электродами ОЗЛ-6. Эти электроды применяются для стали 20Х23Н18. Для стали 12Х18Н9Т допускается сварка электродами ЦТ-15. Разделка шва на практике достаточно качественно и производительно выполняется высокооборотной шлифовальной машинкой с узким армированным кругом.
После заварки сварочный шов обязательно очищают от окалины и сварочного грата, которые при работе турбоагрегата, попадая в приточную часть, вызывают повреждения лопаточного аппарата турбины.
В случае обгорания колец лопастных смесителей камер сгорания, выполненных из стали Х18Н9Т, следует произвести замену их на новые из стали 20Х23Н18 (рис. 10). При проведении этой модернизации рекомендуется также установить ребра из проволоки или листовой стали (сталь 20Х23Н18), что предотвращает обгорание кромок лопастей смесителя.
При обгорании трубы гляделки на переходном патрубке между камерой сгорания и турбиной необходимо старую трубу вырезать из корпуса патрубка, обработать отверстие и вварить новую трубу, завальцованную из аустенитного листа (сталь 12ХН9Т) толщиной 3 мм. При сборке камеры сгорания необходимо обеспечить соосность всех ее элементов. Фронтовое устройство должно входить в огневую часть камеры сгорания свободно, с равномерным зазором по окружности. Основная горелка должна входить в фронтовое устройство свободно с равномерным зазором по окружности.
У горизонтальных камер сгорания часто имеет место выгорание каолиновой ваты внутренней изоляции переходного патрубка, о чем свидетельствует покраснение до малинового цвета наружного корпуса патрубка. В этом случае в патрубок добавляется изоляция. Для этого необходимо старую вату удалить на расстояние 600700 мм от фланца, оставшуюся вату утрамбовать, добавить новую и утрамбовать ее. Часть патрубка оставляется пустым на размер матов, устанавливаемых заподлицо с фланцем. При установке патрубка на место выдержать равномерный зазор 8 10 мм. У автомобильных свечей, применяемых в запальных устройствах камер сгорания, зазор между контактами должен быть равным 1,52 мм. Во время ремонта камера сгорания должна быть надежно отглушена от трубопроводов топливного газа.
Задание
1.Внимательно изучите краткие теоретические сведения.
2.Составьте ведомость дефектов на основании текста и предложите меры по их устранению с указанием используемого инструмента.
Контрольные вопросы
1.Какие дефекты наиболее характерны камере сгорания?
2.Как устроена камера сгорания?
3.Что должно быть обеспечено при сборке камеры сгорания?
4.Какие меры безопасности соблюдают при ремонте камеры сгорания?
Практическое занятие №10
Подготовка и проведение ремонта центробежного нагнетателя Оформление технической документации
Цель – получить практические навыки разработке мероприятий по подготовке и проведению ремонта центробежного нагнетателя.
Оборудование - справочные данные, документация завода-изготовителя.
Краткие теоретические сведения
Разборка нагнетателей является ответственной операцией, поэтому производить ее необходимо строго по инструкции завода-изготовителя и эксплуатационной инструкции с соблюдением действующих правил техники безопасности при производстве ремонтов оборудования в газоопасных помещениях. Порядок производства работ по вскрытию и ремонту центробежных нагнетателей регламентируется Правилами технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом.
Перед разборкой нагнетателя необходимо проверить отключение нагнетателя от газопроводов и обеспечение безопасных условий разборки. Снять крышку блока подшипников. Горизонтальный разъем очистить от шеллака и проверить плотность его прилегания щупом 0,03 мм. Снять крепеж, застропить торцовую крышку нагнетателя за приливы и подвесить на крюк тали. Отжав крышку отжимными болтами, вывести ее из корпуса до появления резьбо вых отверстий под рым-болты. Ввернуть рым-болты, застропить за них стропом и талрепом и, отрегулировав натяжение всех стропов, вынуть крышку из корпуса и установить ее на специальные козлы. Проверить состояние резиновых уплотнительных колец всасывающей камеры. Кольца, имеющие дефекты в виде разрывов и срезов, заменить.
Проверить при помощи выжимок на свинце зазор, между уплотнительным кольцом и усиками уплотнения на покрывающем диске. Неравномерный зазор в этом уплотнении, служащем для разделения всасывающей и нагнетательной камер, приводит к возникновению дополнительных динамических напряжений в элементах рабочих колес. Проверить состояние «усиков» уплотнения по покрывающему диску рабочего класса, поврежденные усики выправить или заменить новыми. Уплотнения рабочих колес нагненателей типа «280» выполнены из алюминиевых сплавов. При увеличении радиальных зазоров в них более 0,57 мм, а также при наличии выработки и выкрашивания уплотнения заменить на новые.
После этого присоединить к гильзе штатное приспособление с противовесом, вывернуть крепеж и вывести ее из корпуса, произведя промежуточную перестроповку согласно инструкции завода-изготовителя. Гильзу установить на специальные козлы, противовес снять. Отверстия подвода и слива масла в корпусе блока подшипников заглушить деревянными пробками. На отверстие под. гильзу в корпусе нагнетателя установить заглушку с паронитовой. прокладкой. Торцовую крышку установить на место.
Снятие рабочего колеса с вала или насадка его на нагнетателях, кроме типа «280», производится с помощью гидравлического приспособления без подогрева ступицы колеса. Для колес нагне тателей НЗЛ выпуска до 1969 г. при снятии с вала механическим приспособлением необходимо предварительно подогреть колесо да температуры 80100°С. При осмотре рабочего колеса тщательно осмотреть поверхности основного и покрывающего дисков, а также головки заклепок. Наличие любых трещин на дисках не допускается. Допускается видимое оконтуривание головок заклепок, заклепки со следами значительной вытяжки и отколотыми головками подлежат замене на новые. Заклепки изготавливаются из; металла марки 13Н5А.
Зазор между лопатками и покрывающим диском допускается, не более 0,04 мм на расстоянии, равном диаметру заклепки or центра заклепок и не более 0,1 мм в остальных местах. При значительных увеличениях этих зазоров необходимо произвести переклепку в требуемых местах. Проверить состояние входных кромок лопаток. Допустимый износ (подрез) входных кромок со стороны рабочего диска должен быть не более 10 мм для длинных; лопаток и не более 8 мм для коротких.
Снять кожух стакана гильзы; двумя индикаторами проверить осевой разбег ротора в упорном подшипнике. Данные записать в формуляр. Гильзу полностью разобрать. Осмотреть резиновые кольца, устанавливаемые в канавки фланца гильзы. Поврежденные резиновые кольца заменить. Проверить состояние резиновых, колец или медных шайб, устанавливаемых под головки болтов, крепящих гильзу к корпусу. Допускаются капельные протечки масла под болтами, крепящими гильзу к корпусу.
Открепить и снять торцовое уплотнение, разобрать его, очистить втулку от налета, проверить плотность прилегания ее к гильзе по краске. На состояние торцового уплотнения обратить особое внимание. При наличии на контактной поверхности графитового кольца сколов, царапин, кольцевых рисок, а также в случае износа этой поверхности более 0,5 мм втулка с кольцом подлежит замене на новую. Допускаются незначительные сколы рабочего пояска графитового кольца на величину не более одной трети ширины пояска при расстоянии между ними не менее одной трети длины окружности.
Резиновые кольца круглого сечения, устанавливаемые на втулке графитового кольца, на валу под стальное кольцо и на наружной поверхности корпуса уплотнения в случае чрезмерного набухания резины (а также при обнаружении повреждений колец) подлежат обязательной замене.
Проверить щупом верхние масляные зазоры в подшипниках и плотность прилегания разъемов. Снять стопорное кольцо с опорного вкладыша. Снять верхние половины опорно-упорного и опорного вкладышей и измерить боковые масляные зазоры. Размеры зазоров записать в формуляр.
Выкатить нижние половины сегментов с колодками, застропить и снять вал нагнетателя. Определить визуально по натирам прилегание колодок опорно-упорного подшипника к упорному диску. Проверить состояние баббитовой заливки вкладышей. В случае отслоения баббита или выкрашивания его вкладыш перезалить или заменить запасным.
Проверить микрометром конусность и эллипсность шеек ротора. В случае отклонений диаметра шейки по длине на величину более 0,015 мм ее необходимо проточить и шлифовать. Дефекты записать в ведомость объема работ.
При дефектовке деталей центробежных нагнетателей для поисков трещин хорошо зарекомендовали себя в эксплуатационных условиях КС метод индукционного контроля, ультразвуковой метод и метод красок.
Появление трещин возможно на посадочных местах вала под полумуфту и рабочее колесо в районе шпоночных пазов и на покрывающих дисках рабочих колес. Через каждые 50 тыс. ч. наработки нагнетателя необходимо проверять на наличие трещин все сварные швы, а также толщину металла газопроводов технологической обвязки нагнетателя в местах поворотов.
Ремонт центробежного нагнетателя
Особое внимание при ремонте нагнетателя обращается на состояние всех деталей торцового уплотнения. Обнаруженные сколы, царапины, кольцевые риски, забоины на рабочих и сопрягаемых поверхностях в пределах допусков зачистить. В случае ненормальных следов натиров рабочую поверхность колец притереть по плите карбидом бора. Оба кольца уплотнения притираются друг к другу. Пружины с трещинами, большой коррозией и с остаточной деформацией заменить на новые.
Перед каждой сборкой надо тщательно осмотреть резиновые кольца круглого сечения, устанавливаемые на втулке графитового кольца, на валу под стальное кольцо и на наружной поверхности корпуса уплотнения. В случае сильного набухания резины, а также при повреждении колец их необходимо заменить новыми.
После сборки торцового уплотнения и установки его в гильзу, до насадки рабочего класса, необходимо обязательно испытать уплотнения на плотность давлением масла не более 1015кгс/см2 в течение 20 мин. Протечки по графитному кольцу и по поверхностям, уплотняемым резиновыми кольцами, не допускаются.
Одновременно испытывают на плотность давлением 10 15 кгс/см2 соединения фланца гильзы с торцовой поверхностью корпуса нагнетателя. Протечки через резиновые кольца, являющиеся уплотнениями канала подвода масла высокого давления на смазку переднего подшипника и торцового уплотнения, не допускаются.
При опрессовке винтовых насосов и маслопровода высокого давления не допускается подача масла в полость между торцовым уплотнением и опорным передним вкладышем при отсутствии противодавления со стороны рабочего колеса. В этом случае устанавливается заглушка на подводе масла к торцовому уплотнению. В противном случае может произойти разрушение или отклеивание графитового кольца и нарушение герметичности торцового уплотнения. После опрессовки торцового уплотнения насаживают рабочее колесо ротора. Снятие или насадка рабочего колеса производится с помощью специального гидравлического приспособления, поставляемого заводом-изготовителем в комплекте с машинами. Перенасадка производится без подогрева ступицы колеса (для нагнетателей современных ГПА).
Для создания необходимого натяга рабочее колесо должно насаживаться на вал до упора в ограничительную шайбу, установленную в ступице. Толщина ограничительной шайбы устанавливается для каждого рабочего колеса при изготовлении ротора. При замене рабочих колес необходимо проконтролировать толщину ограничительной шайбы. Для этого рабочее колесо необходимо насадить на конец вала без подогрева (или без применения гидравлического приспособления), после чего измеряется расстояние от торца конического участка вала до торцовой стенки в ступице колеса (размер А на рис. 11).
Для создания натяга при насадке рабочего колеса необходимо ограничительную шайбу обработать так, чтобы высота уступа Б на шайбе была меньше размера А на 0,70,9 мм. До окончательной насадки рабочего класса установить ограничительную шайбу и специальную гайку. Гайку застопорить кернением в резьбу. После насадки колесо прижимается гайкой-обтекателем. Посадочные места на валу и в колесе должны быть очищены от коррозии и загрязнений, и не иметь механических повреждений. Для нагнетателей типа «370» при снятии рабочего колеса с вала механическим приспособлением необходимо колесо предварительно подогреть до 80100°С двумя-тремя паяльными лампами, прогревая колесо и ступицу от периферии к центру при одновременном натяжении болтов приспособления.
Рис. 11. Снятие размера для проточки ограничительной шайбы (а) и насадка диска (б).
1 вал; 2 ступица колеса; 3 установочное кольцо; 4 гайка специальная; 5 стопорная шайба; 6 обтекатель
При посадке рабочего колеса также необходим предварительный нагрев колеса до 80100°С, после чего колесо насаживается на посадочное место до упора, установленного на ступице, который обеспечивает необходимый натяг.
Поврежденные резиновые кольца, устанавливаемые в канавки фланца гильзы, заменяют. Гильза, устанавливаемая в корпус, после фиксации должна плотно прилегать к постели. Зазор по поверхности прилегания гильзы к постели корпуса не должен превышать 0,03 мм.
При установке запасной гильзы необходимо выдержать равенство боковых зазоров между гильзой и корпусом с точностью до 0,05 мм и установить изготовленные по формуляру новые фиксаторы. Проверить состояние резиновых колец или медных шайб, устанавливаемых под головки болтов, крепящих гильзу к корпусу. Допускаются капельные протечки масла под болтами, крепящими гильзу к корпусу.
После установки в нагнетатель рабочего колеса при помощи свинцовых выжимок проверяется прилегание уплотнительного кольца к уплотнению по крышке рабочего колеса, служащего для разделения всасывающей и нагнетательной камер. Неравномерное прилегание этого кольца приводит к возникновению дополнительных динамических напряжений в элементах рабочих колес.
Перед закрытием торцовой крышки нагнетателя проверить зазоры и состояние усиков уплотнения по покрышке рабочего колеса. Поврежденные усики необходимо выправить или заменить новыми.
Задание
1.Внимательно изучите краткие теоретические сведения.
2.Опишите технологию ремонта основных узлов центробежного нагнетателя.
Контрольные вопросы
1.Как устроен центробежный нагнетатель?
2.Как производят ремонт уплотнений?
3.Как производят установку рабочих колес?
4.Как производят проверку плотности соединения фланца гильзы с торцовой поверхностью корпуса нагнетателя?
Практическая работа №11
Оценка состояния центробежного нагнетателя в результате ремонта и состояния техники безопасности при этом
Цель - получить практические навыки определения изменения внутреннего КПД центробежного нагнетателя в результате его ремонта.
Оборудование – индивидуальные методические пособия, производственные и справочные данные.
Краткие теоретические сведения
Проведение всех мероприятий по выводу агрегата в ремонт проверяется представителями эксплуатационной и ремонтной организаций, о чем составляется соответствующий акт.
Вскрытие агрегата проводят после подписания акта о его сдаче в ремонт. К акту сдачи прилагается ведомость технических показателей, ремонтные формуляры, предварительная ведомость дефектов. Основные требования к ремонтным работам сводятся к следующему:
соблюдение установленной технологии ремонта;
устранение выявленных дефектов;
ведение работ в строгом соответствии с сетевым графиком;
сдача эксплуатационному персоналу отремонтированных деталей и узлов.
Исходные данные
До ремонта ЦН работал при следующих рабочих параметрах: давление на входе в нагнетатель р1, температура газа на входе t1 ,давление на выходе р2, температура на выходе t2. После проведения ремонта нагнетатель начал работать на режиме: давление на входе р1!, температура t1!, давление на выходе р2!, температура t2!.
Таблица 5
Исходные данные в соответствии с вариантами задания
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Вариант 4
Вариант 5
р1,МПа
5,1
5,2
5,05
5,1
5,2
t1 , оС
20
21
19,5
19
20
р2, МПа
6,2
6,2
6,15
6,3
6,3
t2 , оС
37,2
37,6
36,8
37,5
38
р1!, МПа
5,0
5,1
5,0
5,0
5,1
t1!, оС
18
19
18,5
17
18
р2!, МПа
6,0
6,0
6,0
6,1
6,1
t2!, оС
33,5
34,2
33
34,0
33,8
Выполнение задания
1.Реальная удельная работа сжатия hp= Cpm(t2-t1) – 11,4 (р2 - р1), где Cpm – значение теплоемкости, определенное по справочным материаллам
2.Конечная температура процесса сжатия Т2= Т1 (р2/р1)0,251
3.Удельная работа в обратимом адиабатическом процессе сжатия
h обр = Cpm(t2сжат-t1) – 11,4 (р2 - р1),
4.Относительный КПД центробежного нагнетателя до ремонта 13 EMBED Equation.3 1415Н= h обр/ hp.
5.Реальная удельная работа сжатия при исходных параметрах по нагнетателю, полученных после ремонта
hp! = Cpm(t2!-t1!) – 11,4 (р2 !- р1!).
6.Конечная температура процесса сжатия в обратимом адиабатическом процессе Т2!= Т1! (р2!/р1!)0,251
7.Удельная работа в обратимом адиабатическом процессе сжатия
h обр! = Cpm(t2сжат!-t1!) – 11,4 (р2 !- р1!).
8.Относительный КПД центробежного нагнетателя после ремонта
Н!= h обр!/ hp!.
9.Сделайте вывод об изменении относительного КПД ЦН после ремонта и об изменении КПД ГПА в целом.
Контрольные вопросы.
1.Как проводятся эксплуатационные испытания после ремонта?
2.На основании чего принимается решение об эффективности проведения ремонтных работ?
3.Что такое ремонтопригодность?
Практическое занятие №12
Выполнение требований охраны труда, промышленной и пожарной безопасности при ремонте оборудования и установок
Цель - получить практические навыки анализа требований охраны труда, промышленной и пожарной безопасности при ремонте оборудования и установок.
Оборудование – индивидуальные методические пособия, производственные и справочные данные.
Краткие теоретические сведения
При выводе ГПА в ремонт должны быть проведены следующие ме роприятия
а) отключено питание цепей управления кранами топливного, пускового и технологического газа, вывешены плакаты на центральном и местных щитах «Не включать, работают люди»;
б) закрыты отборы импульсного газа, обеспечен видимый разрыв на подводе импульсного газа к узлам управления, установлены заглушки на штуцерах гидробаллонов и пневмоцилиндров кранов, им пульсный газ стравлен;
в) сняты шланги или трубки подвода импульсного газа к гидробаллонам или пневмоцилинд рам всех кранов, переключатель (при наличии) установлен в положение «Ручное управление», снята ось рукоятки насоса ручного управления краном;
г) сняты штурвалы или ручки управления с задвижек и кранов № 4 бис, 12 бис;
д) шланги, трубки, штурвалы, рукоятки насосов должны быть сданы на хранение на главный щит управления (ГЩУ);
е) на кран № 4 установлен блок-замок;
ж) установлены силовые стальные заглушки, толщиной не менее 6 мм, во фланцевые соединения после задвижки № 12 бис ( по ходу газа);
з) краны № 1,2,4,4 бис, 11,12,12 бис, должны быть закрыты, вывешены таблички «Не открывать», краны №3, 3 бис, 5, 9, 10 открыты, вывешены плакаты «Не закрывать».
Кроме перечисленных мероприятий, производится также отключе ние вспомогательного электрооборудования, исключающее возмож ность его ошибочного включения во время производства ремонтных работ (валоповоротное устройство, пусковой и резервный насосы, вин товые масляные насосы уплотнения и др.). Щиты управления агрегатом обесточиваются и вывешиваются плакаты «Не включать, работают люди».
Вывод агрегата в ремонт должен быть зафиксирован в оперативном журнале сменного инженера. Сменный инженер обязан в течение смены проводить проверку состояния запорной арматуры и органов управле ния ГПА и несет ответственность за правильное содержание органон управления запорной арматуры.
Все ремонтные работы в машинном зале и галерее нагнетателей мо гут производиться только с разрешения начальника газокомпрессорной службы и по согласованию со сменным инженером.
При разборке и сборке агрегатов, для подъема деталей и узлов ГПА, используются специальные грузозахватные приспособления, которые перед началом производства работ подвергаются внешнему осмотру. Для подъема деталей разрешается пользование грузоподъемными сред ствами, исключительно соответствующей грузоподъемности и своевре менно прошедшими проверку, согласно действующим правилам Госгортехнадзора. Допускаемая грузоподъемность и срок проверки долж ны быть указаны на оборудовании и приспособлении.
Подъем и перемещение деталей должны производиться под руко водством лиц, ответственных за перемещение грузов, назначенных при казом по предприятию. Все крановщики и стропальщики должны иметь удостоверения в соответствии с правилами Госгортехнадзора.
Перед началом работ по подъему необходимо проверить исправность грузоподъемных средств и тормозящих устройств. Перед подъемом дета лей необходимо проверить прочность застроповки. Запрещается загромож дать деталями проходы около ремонтируемых машин и действующего обо рудования, а также проходы, необходимые для нормальной эксплуатации цеха.
При выемке и установке роторов застроповку их следует произво дить специальным приспособлением. При перекосах, заеданиях или за деваниях дальнейший подъем ротора должен быть немедленно прекра щен до выяснения и полного устранения обнаруженных ненормальностей.
При укладке ротора на козлы, для предохранения от скатывания под шейки ротора должны быть подложены деревянные брусья с выре зами, в которые проложены листы прессшпана; шейки ротора необхо димо смазать консистентной смазкой. Козлы, применяющиеся при ре монтных работах, должны быть рассчитаны на соответствующие на грузки.
При проведении ремонтных работ на маслопроводах следует руко водствоваться следующими положениями:
а) пролитое масло необходимо немедленно убрать;
б) электродуговая сварка должна производиться дипломированными сварщиками;
в) промывка масляных баков легковоспламеняющимися жидкостями (ЛВЖ) запрещается.
В течение всего периода ремонтных работ между машинным залом и галереей нагнетателей должна быть установлена разделяющая диафрагма. Отсутствие разделительной диафрагмы допускается только при работах, связанных с центровкой и сборкой промежуточного вала.
При окончании ремонтных работ необходимо тщательно осмотреть проточную часть ГПА и удалить все посторонние предметы и инструмент.
Огневые и газоопасные работы. Их проведение в условиях компрессорной станции
Действующая компрессорная станция относится к объектам повы шенной взрывоопасности и пожароопасности. В силу этого к производ ству работ, связанных с использованием открытого огня, а также ра бот, связанных с осмотром, чисткой и ремонтом оборудования, при про ведении которых имеется или не исключена возможность выделения в рабочую зону взрыве- и пожароопасных паров и газов, необходимо уде лять пристальное внимание.
К огневым относятся работы с применением открытого огня и искрообразования, нагреванием оборудования, инструмента до темпера тур воспламенения газовоздушной среды. Огневыми работами в дей ствующих компрессорных цехах считаются сварочные работы, газовая резка и связанные с ними операции, проводимые во взрывоопасных по мещениях цеха или непосредственно на действующих газовых коммуни кациях, а также на коммуникациях в пределах отключающих кранов КС(№7и8).
Огневые работы выполняются по плану их проведения и с оформле нием наряда-допуска на их выполнение. В наряде-допуске указываются персонал, выполняющий работу, ответственный за производство работ, назначенный по приказу, мероприятия по подготовке и безопасному про ведению огневых работ, противопожарные мероприятия.
В плане проведения огневых работ с приложением необходимых схем отражаются вопросы расстановки используемых механизмов и машин, схемы технологических трубопроводов и положения запорной армату ры на период проведения этих работ, непосредственный порядок прове дения работ и порядок стравливания и подачи газа, мероприятия по тех нике безопасности.
Особое внимание при производстве огневых работ уделяется мероприятиям, предотвращающим самопроизвольную перестановку кранов, и работам на технологических трубопроводам с применением газорезки и электросварки. Для этого отключают импульсный газ, подходящий к крану, демонтируют ручки и штурвалы ручного управления кранами, вывешивают запрещающие и предупреждающие плакаты. На особо ответственных участках выставляют наблюдательные посты из обслуживающего персонала.
Огневые (сварочные) работы в помещении галереи нагнетателей должны производиться при полной остановке цеха со стравливанием газа из всех коммуникаций, на что должен быть составлен специальный акт. Выполнение огневых работ в галерее нагнетателей, но всех случаях должно осуществляться по специальному плану с обязатель ным соблюдением всех мероприятий по технике безопасности и правил пожарной безопасности. В период вскрытия нагнетателей запрещает ся производить огневые работы в галерее нагнетателей и на ремонтируемом агрегате в машинном зале. Огневые работы в галерее нагнета телей производятся под личным руководством главного инженера пред приятия (УМГ).
Газоопасными считаются работы, которые выполняются в загазо ванной среде или при которых возможен выход газа из газопроводов, их коммуникаций и аппаратов, газового оборудования, запорной армату ры или агрегатов. К газоопасным работам относятся:
а) присоединение вновь смонтированных газопроводных коммуникаций, аппаратов (пылеуловителей, фильтров, подогревателей газа и т.п.) к действующим коммуникациям, расположенным в помещениях и снаружи;
б) ввод в эксплуатацию газовых коммуникаций;
в) ревизия, ремонт и замена газовых коммуникаций, подземных и надземных газопроводов, находящихся под давлением газа;
г) вскрытие центробежных нагнетателей (выполняется по специальной инструкции);
д) осмотр и ревизия защитных решеток на всасывающих патрубках центробежных нагнетателей;
е) замена уплотнительного подшипника центробежного нагнетателя;
ж) заливка в технологические коммуникации реагентов с целью устра- нения гидратных образований;
з) пуск газоперекачивающего агрегата (выполняется по специальной инструкции);
и) осмотр и проветривание колодцев с запорной арматурой;
к) слив конденсата из пылеуловителей и возможных мест скопления его технологических обвязках оборудования;
л) профилактическое обслуживание действующих приборов и обору дования, находящихся под давлением газа.
На каждой КС разрабатывается перечень газоопасных работ, вы полняемых с оформлением наряда-допуска и без оформления наряда-допуска, но с обязательной регистрацией таких работ перед их нача лом. Порядок оформления газоопасных работ аналогичен оформлению огневых работ.
Перед началом огневых работ и в процессе работы периодически замеряется загазованность воздушной среды, наличие и исправность средств индивидуальной защиты.
Особые меры безопасности принимаются при проведении работ внут ри сосудов, работающих под давлением. В этих случаях сосуды, подле жащие вскрытию для осмотра, очистки и подготовке к ремонту и его про ведению, должны быть отключены от трубопроводов и освобождены от газа. Сосуды разрешается вскрывать только под наблюдением лица, от ветственного за проведение работ. Если имеется несколько люков, от крывать их надо последовательно, начиная с верхнего. Непосредственно перед спуском (подъемом) рабочего в сосуд лицо, ответственное за прове дение работ, должно проверить состояние здоровья рабочих (путем опро са), наличие соответствующей спецодежды, СИЗ, спасательного снаря жения и другого инвентаря, перечисленного в разрешении на производ ство работ. Спускаться в сосуды и аппараты и начинать в них работу разрешается только в присутствии лица, ответственного за проведение этих работ.
Для защиты органов дыхания лиц, работающих внутри сосудов, не обходимо применять только шланговые противогазы. Шланговый про тивогаз с тщательно подогнанными шлемом-маской и отрегулирован ной подачей свежего воздуха, рабочий надевает непосредственно перед спуском в сосуд. Герметичность подгонки противогаза и исправность воздуходувки проверяет лицо, ответственное за проведение этих работ. Заборный патрубок шланга противогаза должен быть выведен в зону чистого воздуха с подветренной стороны и закреплен. Шланг следует располагать таким образом, чтобы исключить возможность прекраще ния доступа воздуха из-за перегибов, перекручиваний и т.п. При работе в шланговом противогазе срок разового пребывания людей в сосуде не должен превышать 20 - 30 мин. Отдых на воздухе должен составлять не менее 15 мин.
Поверх спецодежды рабочий обязан надевать предохранительный пояс с крестообразными лямками и прикрепленной к ним прочной сигнально-спасательной веревкой. Свободный конец ее (длиной не менее Юм) необходимо выводить наружу и передавать в руки наблюдающе го. Все необходимые для работы инструменты и материалы следует по давать в сумке или другой таре после спуска рабочего в сосуд.
Работы внутри сосуда необходимо осуществлять в дневное время. В нем разрешается работать только одному человеку. Если по условиям работы необходимо, чтобы в сосуде одновременно находилось два (или более) человека, следует разработать дополнительные мероприятия по безопасности и перечислить их в разрешении.
Работа внутри сосудов должна проводить бригада из трех и более человек: один-производитель работ, двое-наблюдающие. При прове дении работ наблюдающие обязаны находится около сосуда, вести не прерывное наблюдение за работающим и бесперебойным обеспечением его чистым воздухом. Наблюдающие должны быть одеты также, как и работающий. В случае необходимости они должны оказать ему помощь. При обнаружении каких-либо неисправностей (прокол шланга, оста новка воздуходувки, обрыв спасательной веревки и т.п.) следует немед ленно приостановить работу, а рабочего извлечь из сосуда.
При работе внутри сосуда разрешается пользоваться только светиль никами напряжением не более 12 В во взрывозащищенном исполнении. Включать и выключать их следует вне сосуда.
Задание
1.Внимательно изучите краткие теоретические сведения.
2.Составьте перечень мероприятий вывода газоперекачивающего оборудования в ремонт.
3.Составьте перечень мероприятий, обеспечивающих безопасность газоопасных и огневых работ.
Контрольные вопросы
1.Какая перестановка кранов выполняется при выводе ГПА в ремонт?
2.Где используют заглушки?
3.Какие предупредительные знаки обеспечивают безопасность выполнения ремонтных работ?
Практическое занятие №13
Соблюдение выполнения требований правовых и социальных норм природопользования
Цель - получить практические навыки анализа основных положений закона «Об охране окружающей среды» и ответственности за экологические правонарушения.
Оборудование – индивидуальные методические пособия, производственные и справочные данные.
Краткие теоретические сведения
В Конституцию Российской Федерации включен ряд статей по охране окружающей природной среды:
ст. 9. «Земля и другие природные ресурсы используются и охраняются в Российской Федерации как основа жизни и деятельности народов, проживающих на соответствующей территории»;
ст. 42. «Каждый имеет право на благополучную окружающую среду, достоверную информацию о ее состоянии и на возмещение ущерба, причиненного его здоровью или имуществу экологическим правонарушением»;
ст. 58. «Каждый обязан сохранять природу и окружающую среду, бережно относиться к природным богатствам»;
Экологическое законодательство РФ состоит из двух подсистем – природоресурсного и природоохранительного.
Природоресурсное законодательство включает законы по охране и рациональному использованию природных ресурсов такие, как: «Основы земельного законодательства», «О недрах», «Основы лесного законодательства РФ» и т.д.
Природоохранительное законодательство представлено комплексным законом РФ «Об охране окружающей природной среды», на базе которого принят ряд природоохранительных законов: «Об особо охраняемых природных территориях», «О государственной экологической экспертизе».
Эти законы определяют регулирование отношений в сфере взаимодействия общества и природы с целью сохранения природных богатств и естественной среды обитания человека, предотвращения экологически вредного воздействия хозяйственной и другой деятельности, оздоровления и улучшения качества окружающей природной среды, укрепления законности и правопорядка в интересах настоящего и будущего поколений людей.
В качестве объектов охраны природы приняты: естественные экологические системы и озонный слой атмосферы, земля, ее недра, поверхностные и подземные воды, атмосферный воздух, леса и иная растительность, животный мир, микроорганизмы, генетический фонд, природные ландшафты. Особой охране подлежат государственные природные заповедники, природные заказники, национальные природные парки, памятники природы, редкие, находящиеся под угрозой исчезновения, виды растений и животных и места их обитания
В законодательно регламентированный экономический механизм управления охраной природы входит целый ряд элементов:
обязательность учета и социально-экономической оценки природных ресурсов государственными органами статистики и природопользования;
система планирования, финансирования и материально-технического обеспечения экологических программ и мероприятий по охране окружающей природной среды;
механизм договоров и лицензий на комплексное природопользование. Договор заключается между природопользователем и соответствующим территориальным исполнительным органом. Он предусматривает условия и порядок использования природных ресурсов, права и обязанности пользователя, размеры платежей за пользование природными ресурсами, а также ответственность сторон, возмещение вреда, порядок разрешения споров. Лицензия (разрешение) на комплексное природопользование определяет виды, объемы и лимиты хозяйственной деятельности, экологические требования и последствия их несоблюдения;
система экологических ограничений по территориям, устанавливаемая предприятиям - природопользователям по предельным объемам использования (изъятия) природных ресурсов, выбросов, сбросов загрязняющих веществ в окружающую среду, размещению отходов производства. Сроки достижения нормативных объемов природопользования и лимиты по годам устанавливаются в соответствии с утвержденными показателями государственных и региональных экологических программ;
платность использования природных ресурсов. Плата взимается за право пользования ресурсами в пределах установленных лимитов, сверхлимитное и нерациональное использование природных ресурсов, на воспроизводство и охрану природных ресурсов, за выбросы (сбросы) загрязняющих веществ, размещение отходов производства и другие виды загрязнения в пределах или сверх установленных лимитов;
система внебюджетных государственных экологических фондов: федеральных, республиканских, краевых, окружных, областных, местных для решения неотложных природоохранных задач по восстановлению потерь в окружающей природной среде и компенсации причиненного окружающей природной среде вреда на территории РФ;
общественные фонды охраны окружающей природной среды, образованные за счет средств населения, добровольных взносов и пожертвований общественных объединений и других источников;
система экологического страхования;
механизм стимулирования охраны окружающей природной среды.
Главной целью государственной службы наблюдения за состоянием окружающей природной среды является контроль за процессами, происходящими в воздухе, воде, почве, уровнем их загрязнения, влиянием этих процессов на растительный и животный мир, а также обеспечение населения текущей и экстренной информацией, прогнозированием состояния окружающей среды.
Наблюдение осуществляет Федеральная служба России по гидрометеорологии и мониторингу окружающей природной среды (Роскомгидромет). Кроме этого, в проведении наблюдений за состоянием окружающей среды и воздействием неблагоприятных факторов на здоровье человека участвуют Госкомсанэпиднадзор, Государственный комитет РФ по земельным ресурсам и землеустройству (Госкомзем России), Министерство природных ресурсов РФ, Министерство сельского хозяйства и продовольствия РФ и другие организации и ведомства.
Система долгосрочных наблюдений, оценки и прогноза состояния окружающей среды и его изменений называется мониторингом окружающей среды. Целью мониторинга, помимо наблюдения за состоянием среды, является также предупреждение о создающихся критических ситуациях, вредных или опасных для здоровья людей, других живых существ и любых природных объектов. Мониторинг может быть фоновым и импактным, локальным и глобальным.
фоновый мониторинг направлен на слежение за природными явлениями, протекающими в естественной обстановке, без антропогенного влияния. Осуществляется он на основе биосферных заповедников;
импактный мониторинг осуществляет слежение за антропогенным воздействием в особо опасных зонах;
локальный мониторинг направлен на слежение за природными процессами и явлениями в пределах какого-то района (например, контроль за загрязнением воздуха в городах);
глобальный мониторинг способствует сбору сведений о развитии общемировых процессов, в частности об изменениях в озоновом слое.
Мониторинг может осуществляться как с помощью различных технических средств, так и с помощью биоиндикаторов, т.е. каких-либо особо, или наоборот, слабо чувствительных животных или растений, по поведению и состоянию которых судят об изменениях качества окружающей среды. Например, если на стволах деревьев в каком-нибудь районе города уменьшилось количество лишайников, можно с уверенностью сказать, что причиной этого стало увеличение промышленного загрязнения воздуха этого района.
В основе государственного мониторинга лежит сеть наблюдательных пунктов в городах и поселках Российской Федерации. Для наблюдений за состоянием морской среды созданы морские станции.
Порядок организации и деятельности государственной службы наблюдения за состоянием окружающей природной среды утвержден Постановлением Правительства Российской Федерации «О создании Единой государственной системы экологического мониторинга. (1993)». Эта система (ЕГСЭМ) начала формироваться в Российской Федерации с 1994 г. Для повышения эффективности работы по созданию ЕГСЭМ к разработке системы в 1995–1996 гг. подключилась Межведомственная комиссия Совета Безопасности Российской Федерации по экологической безопасности, которая разработала план-график мероприятий развития ЕГСЭМ. Важной составной частью работ по данной организации стало создание мониторинга источников антропогенного воздействия на окружающую природную среду. Ответственность за создание сети наблюдений за источниками выбросов и сбросов возложена на предприятия и организации, загрязняющие окружающую среду.
Наряду с мониторингом существует государственный инспекционный контроль, осуществляющий надзор за:
воспроизводством и оздоровлением природной среды, охраной и рациональным использованием природных ресурсов;
соблюдением законодательно установленного режима особо охраняемых территорий;
возникновением, использованием, переработкой и захоронением токсичных отходов;
выполнением предприятиями экологических программ и планов;
соблюдением предприятиями независимо от ведомственной принадлежности законодательства РФ и решений местных администраций и исполнительных органов в области охраны природы;
соблюдением экологических нормативов, предельно допустимых выбросов.
К дисциплинарной ответственности за экологические проступки привлекаются как должностные лица, так и иные виновники экологического правонарушения.
Существуют три наиболее распространенных классификаций эколого-правовой ответственности: по видам природных объектов, охраняемых законом; по способам причинения вреда – загрязнений, уничтожения, истощения, порчи; по санкциям к виновникам.
Административным экологическим правонарушением признается действие, причиняющее вред окружающей природной среде, направленное против установленного РФ экологического правопорядка. Административные экологические правонарушения можно разделить на следующие группы:
превышение установленных нормативов предельно допустимых вредных воздействий;
нарушение экологических требований при планировании, технико-экономическом обосновании, проектировании, размещении, строительстве, реконструкции, вводе в эксплуатацию, эксплуатации предприятий, сооружений, иных объектов;
загрязнение окружающей природной среды;
несоблюдение экологических требований;
нарушение правил транспортировки, хранения, чрезмерное применение химических средств в сельском хозяйстве;
невыполнение требований государственной экологической экспертизы и предписаний органов государственного экологического контроля;
сокрытие и искажение экологической информации;
незаконное расходование средств республиканских и местных экологических фондов;
нарушение правил охраны природно-заповедных объектов.
Административная ответственность за совершение правонарушения состоит из предупреждения, штрафа, приостановления или прекращения деятельности, изъятия орудия нарушения, изъятия незаконно добытой продукции и т.д. Ежегодно государственными природоохранительными органами в порядке контроля за соблюдением природо-пользователями природоохранного законодательства, обследуется около 30000 предприятий и организаций России. При этом, как правило, в 20–30% случаях выявляются нарушения, за которые привлекаются к административной ответственности несколько тысяч человек, а суммы штрафов составляют сотни миллиардов рублей.
Наряду с административной, существует и уголовная ответственность за экологические преступления, которая заложена в Уголовном кодексе Российской Федерации.
4. Экологические издержки производства и пути их сокращения.
4.1. Затраты на природоохранные мероприятия.
4.2. Ущерб от загрязнения окружающей среды.
4.3. Экономический оптимум загрязнения окружающей среды.
4.4. Экологическая составляющая издержек по производству продукции.
Задание
1.Внимательно изучите краткие теоретические сведения и выполните задание по вариантам
Вариант №1
Задачи и виды мониторинга.
Назовите основные источники экологического права.
Органы управления и надзора по охране природы
Какие разделы в законе об «Охране окружающей природной среды» необходимо знать в Вашей будущей специальности? Ответ обоснуйте.
Предложите эффективные формы работы с населением по сохранению природы.
Вариант №2
1. Новые эколого-экономические подходы в природоохранной деятельности. 2. Юридическая ответственность за экологические правонарушения. 3. Основные понятия о мониторинге окружающей среды, методы контроля загрязнений окружающей среды.
4.Почему создаются Международные объединения по охране окружающей природной среды? Ответ обоснуйте.
5. Предложите эффективные формы работы с населением по сохранению природы.
Контрольные вопросы
1.Какие нормативные документы регламентируют природоохранную деятельность?
2. Какая ответственность предусмотрена за нарушения этих документов?
3.Какой орган контролирует исполнение закона природоохранной деятельности?
Практическое занятие № 14
Осуществление контроля за образующимися при производстве продукции отходами, сточными водами, выбросами в атмосферу, методами утилизации и переработки
Цель- получить практические навыки анализа особенностей природоохранной деятельности на предприятиях ПАО «Газпром»
Оборудование – индивидуальные методические пособия, производственные и справочные данные.
Краткие теоретические сведения
Выбросы вредных веществ в атмосферу
Выбросы вредных веществ на компрессорных станциях (КС) можно разделить на две основные группы:
выбросы (эмиссия) природного газа;
выбросы продуктов сгорания (выхлопных газов).
Распределение общей величины выбросов природного газа при его транспорте можно представить в виде следующих соотношений:
Общая величина выбросов природного газа на КС -100%
При пусках и остановках ГПА (турбодетандер, контур ЦБН) -73%
Утечки (фугитивные выбросы) -17%
уплотнения запорной арматуры по штоку -1,86%
фланцевые и резьбовые соединения -0,47%
предохранительные клапаны -2,9%
уплотнения затвора свечной запорной арматуры -7,67%
уплотнения компрессоров -2,81%
другое технологическое оборудования -1,29%
Ремонтные работы, аварийные ситуации и др. -6%
Основные виды и источники эмиссии метана (как основного компо нента природного газа) на КС могут быть сгруппированы по следую щим категориях:
а) Плановая (проектная) эмиссия, то есть выбросы газа в атмосферу, связанные с повседневной, технологически необходимой эксплуатаци ей оборудования, сопутствующие стандартным условиям эксплуатации технологических установок. Например, это выбросы из предохранитель ных клапанов, срабатывающих при определенном давлении, турбодетандеров, дегазаторов и другого подобного технологического оборудования газотранспортной системы. Плановыми (проектными) они называются потому, что величины утечек такого рода определяются на основе технических параметров оборудования и могут быть проверены с помощью селективных (выборочных) измерений или расчетов.
Основная величина выбросов, связанных с проведением технологи ческих операций на КС, приходится на операции, выполняемые при пус ках и остановах ГПА. Среднее значение этих выбросов характеризует ся данными табл.
Таблица 5
Расход газа по составляющим операции пуска-останова ГПА
№ п/п
Наименование
Среднее значение расхода газа
нм3
%
1
Расход газа на пуск-останов
5264,3
100,0%
2
Расход газа на работу турбодетандера
4100
77,9%
3
Расход газа на продувку контура нагнетателя
61
1,2%
4
Объем газа, сбрасываемого из контура нагнетателя
1053
20,0%
5
Расход импульсного газа в режиме пуска, останова
50
0,9%
Как видно из данных табл., наибольшие потери газа име ют место при работе турбодетандера и при стравливании газа из контура нагнетателя. Эти объемы составляют примерно 95-97% всех потерь газа при проведении технологических операций.
б) Эмиссия при эксплуатации и ремонтных работах на объектах газо транспортной системы, связанная с периодически проводимыми мероприятиями по поддержанию работоспособности этих объектов.
Относительно большие выбросы газа при эксплуатации технологи ческого оборудования компрессорных станций занимают пылеуловители. Годовые потери на продувку пылеуловителей на некоторых КС до стигают 10 млн. нм3.
К основным факторам, определяющим объем потерь газа при про дувках пылеуловителей, относятся:
технологическая схема продувки пылеуловителей (открытая, закры тая);
вид продувки (ручная, автоматическая);
рабочее давление газа в пылеуловителях;
частота и продолжительность продувок.
Теоретически, расчет потерь газа (нм3) при продувках рекомендуется определять по следующей эмпирической формуле:
13 EMBED Equation.DSMT4 1415
где Гф - газовый фактор сырого конденсата, нм3/м3; 13 EMBED Equation.DSMT4 1415 - общее количество стабильного конденсата, собранного при продувках пылеуловителей, м3; n - число пылеуловителей; N - количество продувок одного аппарата за рассматриваемый период.
Наибольшие потери газа имеют место при осуществлении ручной продувки в открытую емкость, что приводит не только к потерям ра створенного в конденсате газа, но и к прямым потерям самого природ ного газа. Применение автоматической продувки в закрытую емкость позволяет ограничиваться только потерями газа дегазации конденсата, однако само качество продувок ухудшается из-за снижения перепада давлений на дренажной линии.
Частота продувок зависит от кондиционности транспортируемого газа и имеет широкий диапазон: от 1 раза в неделю до 8 раз в сутки. Количество газа, выбрасываемого при продувках пылеуловителей, мож но уменьшить, если применять автоматические закрытые системы.
в) Фугитивные (диффузионные) выбросы, то есть постоянные и непред намеренные утечки природного газа через неплотности оборудования. Величина эмиссии данного типа может быть определена путем проведе ния непосредственных измерений. Попытки оценить их расчетным путем связаны с большими погрешностями в вычислениях.
Фугитивные выбросы характеризуются устойчивыми и непрерывными утечками газа в атмосферу через газного рода неплотности арматуры КС и отверстия (свищи) в стенках трубы или оборудовании КС. Хотя большинство фугитивных утечек на элементах газопровода - это маленькие точки эмиссии, однако большое количество таких источников в итоге приводит к значительным суммарным потерям природного газа.
Появление фугитивных утечек природного газа связано с наличием неплотностей:
в сальниковых и других уплотнениях запорной арматуры;
в стыковых соединениях (фланцы, резьбовые соединения);
на участках, пораженных коррозией;
в местах со скрытым браком и других механических повреждений.
На нагнетателях есть несколько кранов, которые могут быть источ ником крупных потерь газа. Источниками фугитивных выбросов газа могут быть различные шаровые краны и задвижки, которые направля ют и регулируют газовый поток при его прохождении через узлы комп рессорной станции; возможны утечки газа на предохранительных кла панах нагнетателей, пылеуловителей и аппаратов воздушного охлаж дения. Кроме того, утечки могут происходить по многочисленным флан цам, небольшим сварным и резьбовым соединениям труб, которые есть на всех узлах станции. Все эти узлы, как правило, необходимо осматри вать при проведении обследования компрессорной станции не только визуальными методами, но и портативными газоанализаторами метана в атмосферном воздухе.
Работы по устранению и сокращению величины фугитивных потерь газа наиболее выгодно выполнять после вычисления доли утечки для каждого вида оборудования КС, что позволяет определить, где и какие мероприятия следует провести в первую очередь, чтобы оптимально сни зить потери природного газа при его транспорте.
г) Аварийные выбросы, то есть потери природного газа при ава рийных разрывах и других нарушениях герметичности оборудования КС. Величина этих потерь оценивается на основе статических данных по каждому индивидуальному случаю в отдельности.
Работа газопроводных систем иногда сопровождается непредвиден ными аварийными выбросами газа при полном или частичном разрыве газопроводов и разгерметизации оборудования КС. Под аварией пони мается повреждение системы, приводящее к частичной разгерметизации или полному разрыву с выбросом под большим давлением вредных веществ в атмосферу в количествах, которые могут вызвать массовое по ражение людей и окружающей среды. В среднем за год при авариях выбрасывается более 200 млн.м3 природного газа.
Практика эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что наибольшее число нарушений их герметичности связано с коррози онным разрушением материала трубы под воздействием окружающей среды. Второе место занимают аварии из-за разрушения сварных швов, в связи с их некачественным выполнением при монтаже, третье - из-за механических повреждений газопроводов .
Таблица 6
Основные причины аварий на магистральных газопроводах
Причина
Доля общего количества аварий, %
Подземная коррозия металла труб
39,78
Брак строительно-монтажных работ
19,77
Механические повреждения газопроводов
14,13
Дефекты труб, соединительных деталей
13,65
Нарушения правил эксплуатации
9,03
Для снижения эмиссии метана в атмосферу проводят различные ме роприятия. В их числе:
разработка новых технологий работы оборудования;
использование сжатого воздуха для запуска ГПА или электроза пуска;
применение без продувочных технологий;
поддержание запорной арматуры в герметичном состоянии;
соблюдение технологической дисциплины;
При этом особое внимание необходимо уделять эмиссии фугитивного типа, поскольку именно тут находятся основные резервы снижения эмиссии метана. Для этого необходимо регулярно проводить конт рольный поиск, замер величины и устранение утечек природного газа через неплотности различного оборудования КС.
Задание
1.Представьте анализ распределения общей величины выбросов природного газа при его транспорте и анализ расхода газа по составляющим операции пуска-останова ГПА.
3.Предложите мероприятия для снижения эмиссии метана в атмосферу.
Контрольные вопросы
1.Какое оборудование дает самые большие утечки газа?
2.Какие этапы эксплуатации оборудования вызывают самые большие утечки?
3.Какие меры принимает ПАО «Газпром» по экологической безопасности объекта.
Практическое занятие №15
Экология отрасли и мероприятия по рациональному природопользованию
Оценивание состояния техники безопасности, экологии на установках осушки газа, в насосных и компрессорных установках
Цель - систематизировать и обобщить основные разделы промышленной экологии; виды экологического мониторинга: проанализировать особенности природоохранной деятельности на предприятиях ПАО «Газпром»
Оборудование – индивидуальные методические пособия, производственные и справочные данные.
Краткие теоретические сведения
Промышленная экология прикладная наука о взаимодействии промышленности (как отдельных предприятий, так и [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]) и окружающей среды, и наоборот влияние условий природной среды на функционирование предприятий их комплексов.
Цели промышленной экологии: решение проблем рационального использования природных ресурсов, предотвращение загрязнения окружающей среды, т.е промышленная экология является средством для устойчивого функционирования эколого-экономических систем.
Задачи промышленной экологии: контроль загрязнения окружающей среды (высшая форма контроля - мониторинг), анализ экологической ситуации, очистка воздуха и воды, решение проблем использования или захоронения твердых промышленных и бытовых отходов, эколого-экономическая экспертиза предприятий, нахождение путей снижения вредных выбросов источниками загрязнения с учетом снижения материальных затрат на природоохранную деятельность.
Основные направления промышленной экологии: экологизация технологий, создание малоотходных процессов, очистка атмосферы и водных ресурсов от вредных примесей, переработка твердых отходов, использование экономических и правовых рычагов для охраны окружающей среды.
Основные объекты
В окружающей среде выделяют следующие зоны влияния промышленности:
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] (атмосферный воздух).
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] (грунтовые, поверхностные).
Земля, [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ].
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ], вибрации.
Энергетические воздействия:
электромагнитные
радиационные.
На основании указанных зон влияния рассматриваются технологические процессы предприятия с целью уменьшения воздействия на окружающую среду. Результаты анализа стоимости внедрения систем очистки, мониторинга окружающей среды, штрафов за загрязнение окружающей среды иногда показывают, что предприятиям дешевле платить штрафы. В связи с этим основная деятельность инженеров-экологов на предприятии (для которых Промышленная экология является основной дисциплиной) заключается в борьбе с контролирующими организациями. Это приводит к необходимости подробно знать актуальное законодательство России. Жизненный цикл предприятия разбивается на несколько этапов:
намерение построить предприятие
строительство предприятия
функционирование предприятия
модернизация предприятия
ликвидация предприятия
Каждый из этих этапов достаточно подробно регламентирован в законодательстве. Каждый этап сопровождается своим пакетом документов.
Процедура [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ] (оценка воздействия на окружающую среду)
Проект предприятия (обязательный раздел «Охрана окружающей среды»
Пакет документов проект ПДВ, ПДС, комплект ежегодных разрешений на выбросы, сбросы, лицензия на право обращения с опасными отходами, паспорта опасных отходов, договора с принимающими организациями.
Проект
Контрольные вопросы и задание
Вариант 1
Дать определение термину «Мониторинг».
Назовите цели и задачи изучения промышленной экологии.
Особенности охраны природы на предприятиях газовой промышленности
Вариант 2
1. Дать определение термину «Промышленная экология».
2. Назовите виды мониторинга окружающей среды. Что представляет собой глобальный мониторинг?
3. Экологическая политика ОАО Газпром. Основные направления
Вариант 3
Дать определение термину Экологический паспорт»
Экология отрасли и мероприятия по рациональному природопользованию
Для чего проводится экологическая экспертиза предприятий, какие ее виды вам известны?
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Киселева Т.Г. Схемы, конструкции, таблицы ГПА: учеб. пособие /Т.Г.Киселева–Семилуки СГТЭК, 2012.- 24с .
2. Охрана труда и промышленная экология: учебник для студ. учреждений сред. проф. образования / В.Т.Медведев, С.Г.Новиков, А.В.Каралюнец и др. – 4-е изд., стер. – М.: Изд. центр «Академия», 2012. -416 с.:
3. ПантелеевВ.Н.Основы автоматизации производства :учебник для студ. учреждений сред. проф. образования /В.Н.Пантелеев .- М.: «Академия», 2012.-424 с.
4.Шишмарев В.Ю. Средства измерений:учебник для студ. учреждений сред. проф. образования /В.Ю.Шишмарев.- М.: «Академия», 2012 .-394 с
Интернет-ресурсы
1.Газотурбинные установки для транспорта природного газ [Электронный ресурс]: Режим доступа//http://www.turbinist.ru/25976-gazoturbinnye-ustanovki-dlya-transporta-prirodnogo-gaza.html
2.Газоперекачивающий агрегат [Электронный ресурс ] : Режим доступа//. [ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ][ Cкачайте файл, чтобы посмотреть ссылку ]
3.Рудаченко А.В., Чухарева Н.В. Газотурбинные установки для транспорта природного газ [Электронный ресурс]: Режим доступа// http://www.twirpx.com/file/1013615/
Методическое пособие
для обучающихся по профессии 18.01.27 Машинист
технологических насосов и компрессоров
«Методические указания по выполнению практических занятий
по ПМ.01 Техническое обслуживание и ремонт технологических компрессоров, насосов, компрессорных и насосных установок,
оборудования для осушки газа»
Автор - составитель: Чашникова М.П.
Компьютерный набор и верстка
Чашникова М.П.
13PAGE 15
13PAGE 147715
Рис. 8. Упор от осевого смещения ротора.
1-швеллер № 1214; 2-диск ТВД; 3-цилиндр турбины; 4-болт М24Х160
Root EntryEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeГEquation NativeEquation Native