Ремонт по фактическому состоянию насоса

Обслуживание по фактическому состоянию (ОФС).

Основная идея обслуживания по фактическому техническому состоянию состоит в устранении отказов оборудования путем применения методов распознавания технического состояния оборудования по совокупности его виброакустических характеристик, выявления имеющихся или развивающихся дефектов и определения оптимальных сроков проведения ремонтных работ.

Техническая база ОФС основана на том, что существует взаимосвязь между возможными техническими неисправностями агрегата и диагностическими параметрами, которые молено контролировать. Другими словами, большинство распознаваемых дефектов, которые могут возникать в агрегате, имеют определенные диагностические признаки и параметры, предупреждающие о том, что дефекты присутствуют, развиваются и могут привести к отказу. Диагностические признаки дефектов могут включать параметры вибрации, технологические и режимные параметры (температуру, нагрузку, давление, влажность и др.), частицы износа в смазке и т. д. В частности, при износе деталей наблюдается изменение уровня вибрации, см. рис. 3 — 07. Следовательно, проводя мониторинг различных параметров, характеризующих работу оборудования, можно вовремя обнаружить изменение технического состояния оборудования и провести техническое обслуживание только тогда, когда возникает реальная возможность ухода его параметров за недопустимые пределы, т.е. когда дальнейшая эксплуатация невозможна.

Обслуживание по фактическому техническому состоянию имеет ряд преимуществ по сравнению с ППР:

— наличие постоянной информации о состоянии агрегатов, охваченных мониторингом (вибродиагностика позволяет определять «проблемное» и «нормальное» оборудование), позволяет планировать и выполнять техническое обслуживание и ремонт без остановки производства и практически исключить отказы (внеплановые остановы) оборудования;

посредством внедрения ОФС можно добиться увеличения эффективности производства от 2 до 10%;

— прогнозирование и планирование объемов технического обслуживания и ремонта «проблемного» оборудования; снижение расходов по техническому обслуживанию за счет минимизации ненужного ремонта (увеличение межремонтного интервала) «нормального» оборудования;

в результате проведения мониторинга технического состояния агрегатов и их обслуживания по фактическому состоянию внеплановый объем работ, вызванный чрезвычайными ситуациями, обычно составляет менее 5% от общего объема работ, а время простоя оборудования составляет не более 3% от времени, затраченного на техническое обслуживание; опыт показывает, что типичные расходы на ремонт при аварийных отказах оборудования в среднем в 10 раз превышают стоимость ремонта при вовремя обнаруженном дефекте;

— обеспечение эффективности ремонта за счет послеремонтного вибрационного обследования;

опыт показывает, что примерно от 2 до 10% новых деталей имеют дефекты изготовления, которые могут привести к быстрому выходу замененной детали из строя и/или отказу оборудования, а также вызвать повреждение других нормально функционировавших деталей; дефектная деталь или нарушения технологии сборки в ряде случаев могут быть обнаружены в процессе проведения виброиспытаний после ремонта;

эффективное планирование распределения обслуживающего персонала, запасных частей, инструмента и др.; возможность сокращения резервного оборудования;

повышение качества продукции;

качество продукции в некоторых случаях может подвергаться неблагоприятному воздействию со стороны оборудования, имеющего механические дефекты; поскольку качество продукции часто проверяется на заключительном этапе производственного процесса, до момента обнаружения проблемы может быть произведено большое количество низкокачественного

продукта; мониторинг технического состояния и упреждающий ремонт позволяют не допускать изменения механического состояния оборудования до приводящего к браку, поскольку ремонт может быть произведен до того, как будет поставлено под угрозу качество продукта;

— улучшение охраны труда и устранение нарушений экологических требований;

проведение ремонтных работ в чрезвычайной обстановке внезапного отказа и опасности внеплановой остановки производства приводит к повышению травматизма;

устранение источников повышенной вибрации или, например, недопущение фрикционного износа щелевых уплотнений может снизить удельные затраты энергии на 1..15%;

— эффективность переговоров с поставщиками оборудования относительно его гарантийного ремонта, восстановления, замены или изменения конструкции;

поскольку записываемые параметры вибрации документально отображают техническое состояние агрегата в момент пуска, приработки и гарантийной эксплуатации, они являются доказательствами для арбитража;

Основой обслуживания по фактическому техническому состоянию является вибромониторинг оборудования. Наблюдение за развитием и применением средств измерений показывает, что предприятия (особенно крупные) начинают осуществлять программу ОФС именно с распознавания и определения состояния оборудования при помощи мониторинга вибрации и, получив экономический эффект, внедряют и другие технические новинки в этой области. Затраты на вибромониторинг и вибродиагностику, в случае добросовестного, обоснованного и систематического применения, обычно окупаются за 2. 6 месяцев использования. Если предприятие обладает достаточно обширным парком оборудования, то, как правило, сначала группа вибродиагностики состоит из одного или двух специалистов, а плановые обследования распространяются только на самые ответственные и крупные агрегаты. Но спустя год или более, по мере нарастания экономического или технического эффекта от внедрения метода, а также приобретения положительного опыта от реализации программы ОФС, парк оборудования расширяется и на вспомогательное оборудование, именно на котором вибродиагностика и вибромониторинг наиболее эффективны.

Анализ эксплуатационных расходов показывает, что переход от «реактивного» обслуживания одного и того же парка оборудования к ППР приводит к снижению затрат в 1,5 раза, а к ОФС — почти в два раза. Это проиллюстрировано рис. 3 — 08: наиболее заметно сокращение удельных эксплуатационных расходов на ТО в нефтехимии и на транспорте, особенно в перекачке нефти и газа.

Обслуживание оборудования по фактическому техническому состоянию базируется на применении ряда методов технической диагностики и распознавания технических состояний, которые, в сочетании, позволяют определять большую часть различных дефектов, возникающих в технологическом оборудовании предприятия. В таблице 3 — 02 представлен список наиболее распространенных методов технической диагностики и распознавания технических состояний оборудования, применяемых при ОФС.

Источник

Ремонт по фактическому состоянию насоса

3.1.1. Система технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию (ТОР по техническому состоянию) основывается на проведении профилактических, восстановительных и диагностических работ через интервалы времени (наработки), определенные по фактическим показателям надежности, результатам предыдущих диагностических контролей, значениям параметров оценки работоспособного состояния данного вида оборудования с учетом срока службы каждой единицы оборудования.

В системе технического обслуживания и ремонта по фактическому техническому состоянию производятся:

• техническое обслуживание;
• диагностические контроли, в том числе
  • оперативный,
  • плановый,
  • неплановый;
• ремонт по фактическому состоянию в объеме текущего, среднего и капитального ремонта;
• регламентные остановки.

Продолжительность и структура ремонтного цикла, а также периодичность ТО, диагностических контролей и ремонтов для каждого вида оборудования определяются в соответствующих РД применительно к конктретному виду оборудования.

3.1.2. Для ТОР по техническому состоянию обязательными являются:

• проведение диагностических обследований с оценкой работоспособности оборудования и прогнозированием дальнейшей эксплуатации;
• выполнение ремонтных работ по результатам диагностических обследований;
• ведение нормативной, исполнительной, оперативной (эксплуатационной), диагностической баз данных, формирование периодических сводок по наработке оборудования, ведение базы данных отказов, хранение в электронном виде документации по организации и выполнению ремонтных работ.

3.1.3. Выполнение условий, перечисленных в п. 3.1.2, является обязательным в первую очередь для того оборудования и систем, которые с точки зрения безопасной эксплуатации не могут быть допущены к эксплуатации до отказа, а по экономическим соображениям — к эксплуатации до выработки установленного межремонтного периода.

С целью выделения основных объектов, подвергаемых первоочередному обязательному контролю, диагностическому обследованию и ремонту, все механо-технологическое оборудование разделено на три условные категории:

Первая категория — оборудование, которое с точки зрения безопасной эксплуатации и по экономических показателям не может быть допущено к эксплуатации до отказа, а следовательно, переводится на систему ТОР по техническому состоянию, включая: основное технологическое оборудование; основное энергооборудование; а также такое как основное насосное оборудование; трубопроводы и трубопроводная арматура; системы маслоснабжения, охлаждения; системы приточной вентиляции; системы откачки утечек; система пожаротушения; промышленная канализация; при их наличии и др.

Вторая категория — оборудование, которое по экономическим показателям переводится на систему ТОР по техническому состоянию по мере необходимости, например: станочное оборудование; система водоснабжения и фекальной канализации, очистные сооружения; котлы и котельно-вспомогательное оборудование, тепловые сети; компрессоры; и др.

Третья категория — оборудование, которое по экономическим показателям нецелесообразно переводить на систему ТОР по техническому состоянию: емкости подземные, здания и сооружения, при обязательных обходах; водоснабжение, в случае наличия резервных емкостей запаса воды.

3.1.4. Руководство предприятия обязано обеспечить условия (обеспечение приборами контроля и диагностики, контроль за ведением журналов регистрации сведений о работоспособном состоянии оборудования, разработка и внедрение инструкций и методик диагностирования оборудования, обеспечение автоматизированного контроля и сбора информации по надежности и т.д.), необходимые для первоочередного перевода оборудования первой категории на систему ТОР по фактическому техническому состоянию.

3.1.5. В переходный период, т.е. до выполнения условий, перечисленных в п. 3.1.2, для оборудования второй и третьей условных категорий система технического обслуживания и ремонта оборудования основывается на выполнении восстановительных работ через заранее определенные по фактическим показателям надежности интервалы времени (наработки) — плановая система ТОР. При этом ТО, Т, С, К выполняются в плановом порядке на основании графиков, составленных в соответствии с ремонтным циклом и показателями надежности. При отклонениях параметров работы оборудования, регистрируемых установленными контрольно-измерительными приборами или полученных в результате проведения оперативных контролей, оборудование выводится в неплановый ремонт.

3.1.6. Основным документом в организации технического обслуживания и ремонта (ТОР) по фактическому состоянию является годовой график периодичности ТО, плановых диагностических контролей и регламентных остановок (или плановых ремонтов в случае обслуживания оборудования по системе ППР). Ремонт по фактическому техническому состоянию производится по результатам планового или внепланового диагностического контроля. Вид системы ТОР для каждого типа оборудования утверждается главным инженером предприятия на основании ТЭО.

Источник

1. ВНЕСЕНИЕ

1.1. Регламент технического обслуживания и диагностического контроля насосных агрегатов является нормативно-техническим документом, регулирующим порядок организации проведения технического обслуживания, диагностического контроля и ремонтов насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов системы АК «Транснефть».

1.2. Регламент составлен ОАО АК «Транснефть» на основании следующих действующих документов:

— РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций»:

— РД 39-30-114-78 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов».

2. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И ДИАГНОСТИЧЕСКИХ КОНТРОЛЕЙ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

На основании РД 153-39ТН-008-96 в данном регламенте предусмотрена система технического обслуживания и ремонта оборудования на основе оценки его фактического состояния с сохранением основных положений системы ППР и ремонта по отказу.

Система ТО и ремонта по техническому состоянию включает в себя проведение технического обслуживания, диагностических контролей технического состояния, выполнение работ при регламентных остановках и восстановление работоспособного состояния в случае отклонения значений диагностируемых параметров от установленных нормативно-технической документацией.

Основным документом в организации технического обслуживания и ремонта по фактическому состоянию является годовой график периодичности ТО, плановых диагностических контролей и регламентных остановок (или плановых ремонтов в случае обслуживания оборудования по системе ППР). Ремонт по фактическому техническому состоянию производится по результатам планового или внепланового диагностического контроля. Вид системы ТОР для каждого типа оборудования утверждается главным инженером ОАО МН.

Годовой график периодичности ТО, плановых диагностических контролем и регламентных остановок НА составляется инженерами соответствующих служб НПС за месяц до окончания текущего календарного года, согласовывается с начальниками ремонтных участков ПТС (БПО), визируется главными специалистами РНУ и утверждается главным инженером РНУ. Годовой график хранится у инженера-механика НПС и главных специалистов РНУ. О проведении ТО и ремонтов делается запись в журнале учета ремонтов и ТО (паспорте-формуляре) НА инженером-механиком НПС.

Исходными данными для составления графиков периодичности ТО, плановых диагностических контролей и регламентных остановок являются показатели надежности каждого типа оборудования, информация о предусмотренных ранее ТО, диагностических контролях, регламентных остановках, наработке и количестве пусков. При эксплуатации насосов, ресурс которых приближается к предельному сроку службы, значения периодичностей диагностических контролей, приведенные в табл. 1 , уточняются в соответствии с п. 3.3.24 РД 153-39ТН-008-96.

В случае принятия решения для какого-либо типа насоса о выполнении восстановительных работ через заранее определенные интервалы времени ТО, Т, С и К ремонты выполняются в плановом порядке, с учетом периодичностей, указанных в табл. 1 .

Периодичность технического обслуживания, ремонта и планового диагностического контроля магистральных, подпорных и вспомогательных насосов

Плановый диагностический контроль

НМ 500-300; НМ 710-280

НМ 1250-260; НМ 10000-210

16НД-10 ´ 1-24НД-14 ´ 1

НМЛ 1250-60-НМП 5000-115

НПВ 1250-60-НПВ 5000-120

Вортингтон 26 QL СМ/2

НВ 50/50 (АХП 45/31-А-1-П)

Ш5-25М; Ш-40-6 (РЗ-30 «И»)

Примечания: 1. Периодичность технического обслуживания указана для всех операций, кроме периодичности, специально оговоренной в разделе 2.2.1 .

2. Ревизия подшипника качения насосом типа НПВ производится через 1900 ч.

2.1. Контроль работоспособности насосных агрегатов

Контроль работоспособности насосных агрегатов осуществляется при проведении диагностических контролей (оперативного, планового, непланового) по параметрическим и виброакустическим критериям, а также по техническому состоянию отдельных узлов и деталей, оцениваемому при выводе насосов из эксплуатации.

По результатам диагностических контролей принимается решение о выводе насосов в ремонт (текущий, средний или капитальный) или их дальнейшей эксплуатации.

2.1.1. Периодичность и типовой объем работ при оперативном диагностическом контроле.

Оперативный диагностический контроль эксплуатационных параметров основных, подпорных и вспомогательных НА осуществляется оператором НПС каждые два часа визуально по показаниям контрольно-измерительной аппаратуры, установленной в операторной. Данные записываются в журнал (ведомость) оперативных диагностических контролей дежурным персоналом НПС. Оценка вибрации основных и подпорных насосов осуществляется по контрольно-сигнальной виброаппаратуре. Регистрация величины вибрации производится не менее одного раза в смену по каждой контролируемой точке при установившемся режиме. Нормы вибрации магистральных и подпорных насосов приведены в табл. 2 .

Нормы вибрации магистральных и подпорных насосов

Оценка вибросостояния агрегата

Оценка длительности эксплуатации

Свыше 4,5 до 7,1 (для номинальных режимов)

Удовлетворительно, необходимо улучшение

Свыше 4,5 до 7,1 (для режимов, отличных от номинальных)

Свыше 7,1 до 11,2 (для режимов, отличных от номинальных)

Удовлетворительно, необходимо улучшение

Примечание. При режимах перекачки, отличных от номинального, и интенсивности вибрации насоса при этом свыше 7,1 до 11,2 мм/с длительность эксплуатации магистральных и подпорных насосов ограничивается до замены рабочих колес насосов на колеса соответствующей подачи

Необходимость проведения каких-либо диагностических или проверочных работ по результатам оперативного диагностического контроля определяет старший инженер НПС. Оперативный диагностический контроль насосных агрегатов включает в себя также их технический осмотр персоналом НПС с периодичностью согласно табл. 3 .

Результаты осмотров записываются в журнал результатов обхода, который хранится у дежурного персонала НПС.

График технических осмотров насосных агрегатов объектов НПС

Периодичность технических осмотров

Магистральные и подпорные насосные

Система охлаждения масла и воды, система откачки утечек

Емкости для сбора и хранения нефти, установки автоматического пожаротушения и противопожарных средств

2 раза в смену для котельных, находящихся в работе

1 раз в день для котельных, находящихся в работе

Водопроводы, арт-скважины, канализация, очистные сооружения

Через две недели

2.1.2. Типовой объем работ при плановом диагностическом контроле.

Периоды времени между плановыми диагностическими контролями определяются для каждого насоса с учетом прогнозных опенок предыдущего диагностического контроля, срока службы и показателей надежности данного насоса в соответствии с п. 3.3.24 РД 153-39ТН-008-96.

До получения расчетных значений периодичность диагностических контролей насосов рекомендуется определять по табл. 1 с учетом данных оперативного диагностического контроля.

Плановый контроль осуществляют специалисты по вибродиагностике РНУ по графикам диагностических контролей. Контролируются СКЗ и спектральные составляющие виброскорости на всех подшипниковых опорах в трех взаимноперпендикулярных направлениях и СКЗ виброскорости на лапах насоса и электродвигателя или лапах подшипниковых стояков и раме электродвигателя в вертикальном направлении. Данные заносятся в паспорт (формуляр) насосного агрегата и составляется акт проведения планового диагностического контроля, которые хранятся у инженера-механика НПС.

При плановом диагностическом контроле производится определение КПД насосного агрегата. Для магистральных и подпорных насосов кроме планового контроля через каждые 2000 ч наработки осуществляется оценка КПД и напора. При отклонении напора насоса от базовых (послеремонтных) значений в сторону уменьшения на 4 % и более, а КПД насоса более 3-4 % в зависимости от типоразмера необходимо провести техническое обследование насосного агрегата, запорной арматуры и вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса, некачественного выполнения литья и механической обработки. Порядок определения напора и КПД насосного агрегата изложен в РД 39-3-477-80 и РД 39-0147103-342-89. Результаты определения КПД записываются в акт планового диагностического контроля или составляется отдельный протокол измерений.

Для вспомогательных насосных агрегатов измеряется интенсивность вибрации по величине среднеквадратичного значения виброскорости на корпусах подшипниковых узлов и на лапах крепления насосов к фундаментной плите или раме в вертикальном направлении.

2.1.3. Неплановый диагностический контроль

Неплановый контроль проводят специалисты по вибродиагностике РНУ или ОАО МН с целью определения неисправности насоса в следующих случаях:

— при резком изменении параметрических характеристик НА, не связанном с изменением режима перекачки;

— если интенсивность вибрации, приведенная к номинальному режиму перекачки, в любой из контролируемых точек превысила 6,0 мм/с для основных и подпорных насосов или величину, равную 0,9 от предельно допустимого значения — для вспомогательных насосов (табл. 4 );

— если интенсивность вибрации превысила базовое значение в два раза;

— если интенсивность вибрации на лапах корпуса насоса превысила 1,8 мм/с;

— если при установившемся режиме перекачки происходит внезапное изменение вибрации на 2 мм/с от любого предшествующего измеренного уровня виброскорости на подшипниковой опоре;

— если температура подшипников изменилась на 100 °С относительно базового значения в определенных климатических условиях (зима, лето).

В объем непланового диагностического контроля входят работы планового контроля, а также проверка в зависимости от результатов оперативного диагностического контроля и характера отклонений измеряемых величин:

— проверка центровки агрегата;

— осмотр и оценка технического состояния соединительной муфты;

— разборка подшипниковых узлов и осмотр деталей, контроль затяжки гайки;

— демонтаж и осмотр деталей торцовых уплотнений;

— измерение и анализ спектральных составляющих виброскорости в дополнительных точках в соответствии с методиками по вибродиагностике с целью определения причин повышенной вибрации и объема ремонтных работ.

Оформление результатов внепланового диагностического контроля осуществляется так же, как и при плановом диагностическом контроле.

Предельно допустимые нормы вибрации при эксплуатации насосов вспомогательного оборудования

Среднее квадратическое значение виброскорости, мм/с

2.1.4. Послеремонтный диагностический контроль

Послеремонтный диагностический контроль проводится для проверки работоспособности оборудования после монтажа, модернизации, ремонта и для получения базовых характеристик; осуществляется специалистами РНУ или ОАО МН.

Во время послеремонтного диагностического контроля замеряются СКЗ и спектральные составляющие виброскорости на всех подшипниковых опорах в трех взаимноперпендикулярных направлениях и СКЗ виброскорости на лапах насоса и электродвигателя или лапах подшипниковых стояков и раме электродвигателя в вертикальном направлении.

2.2. Проведение технического обслуживания, текущего ремонта, среднего ремонта, капитального ремонта насосных агрегатов

При ТО магистральных и подпорных насосов проводятся проверки: состояния фланцевых и резьбовых соединений, затяжки фундаментных болтов, уровня масла в маслобаках, герметичности маслопроводов и вспомогательных трубопроводов, герметичности торцовых уплотнений ротора насоса, затяжки болтовых соединений зубчатой или пластинчатой упругой муфт, равномерности зазора по окружности между втулкой и диафрагмой беспромвального узла, наличия всех болтов и их затяжки, герметичности уплотнения в разделительной стенке между насосным и электрозалом (через каждые шесть месяцев).

Кроме того, для подпорных насосов производится:

— дополнение смазки в опорно-упорные подшипники насосов НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80;

— осмотр резиновых колец втулочно-пальцевой муфты (через каждые 7000 ч работы);

— замена смазки для насосов НПВ 1250-60 и НПВ 2500-80 через каждые 900±50 ч, для насосов НПВ 3600-90 и НПВ 5000-120 — через каждые 3000±50 ч;

— полная замена масла в корпусе упорного подшипника, смазки радиального подшипника промежуточного вала и зубчатой муфты насоса «Вортингтон 26 QL CM /2» через каждые 5000 ч работы.

Если магистральный и подпорный насосный агрегат (горизонтальный) находится в состоянии резерва более месяца, то необходимо проводить поворот ротора на 180° для предотвращения прогиба вала.

Для насосов вспомогательных систем при ТО осуществляются:

— проверка состояния фундаментных болтов, муфты соединения насоса с электроприводом;

— набивка или замена сальника насоса, смазка подшипников;

— подтяжка фланцевых соединений насоса;

— проверка герметичности запорной арматуры, трубопроводов, плавности открытия и закрытия задвижек и вентилей;

— устранение подтеков и неплотностей маслопроводов, трубопроводов утечки нефти и опорожнения насоса.

В объем ТО входят все работы, предусмотренные паспортами и инструкциями по эксплуатации конкретных насосных агрегатов.

2.2.2. Типовой объем работ при текущем ремонте

Для магистральных и подпорных насосов производятся все операции технического обслуживания, а также: подготовка транспортных средств, подъемных механизмов и приспособлений, инструментов; проверка наличия и состояния запасных частей, мест для укладки узлов и деталей насоса; проверка состояния подшипников, торцовых уплотнений, зубчатой и пластинчатой муфт; смена смазки зубчатой муфты; измерение радиальных зазоров во вкладышах подшипников, натяга крышек радиально-упорного подшипника и подшипника скольжения; разборка, дефектация и сборка торцовых уплотнений; вновь устанавливаемые торцовые уплотнения должны пройти обкатку и испытание на стенде ПТС (БПО); проверка герметичности стыков крышки с корпусом основных и горизонтальных подпорных насосов, крышки со стаканом вертикальных подпорных насосов: контроль работоспособности и, при необходимости, ремонт системы обогрева элементов картера вертикальных насосов; проверка центровки и подготовка насосного агрегата к пуску; пуск, измерение и анализ рабочих параметров насосного агрегата под нагрузкой.

Для насосов вспомогательных систем выполняются все операции ТО, а также: разборка, промывка деталей и узлов, дефектация и замена изношенных деталей, сборка и монтаж отремонтированного насоса; проверка центровки, пуск и проверка рабочих параметров.

2.2.3. Типовой объем работ при среднем ремонте

При среднем ремонте насосных агрегатов производятся все операции текущего ремонта, а также: опорожнение от нефти, вскрытие и разборка насоса; очистка, промывка и визуальный осмотр узлов и деталей; проверка состояния надежности крепления и стопорения втулок вала, радиально-упорных подшипников (если вал не меняется); проверка степени износа импеллерных втулок; контроль размеров и технического состояния посадочных и резьбовых поверхностей вала, лопаток и дисков рабочего колеса, при необходимости ремонт или замена; измерение радиальных зазоров в щелевых уплотнениях рабочего колеса и, в случае превышения нормативных значений, замена уплотнительного кольца или восстановление размеров элементов щелевого уплотнения; дефектоскопия вала (если срок ее проведения совпадает с временем выполнения среднего ремонта) согласно РД 153-39ТН-010-96; замена паронитовых прокладок между крышкой и корпусом насосов.

В зависимости от технического состояния узлов и деталей насоса производятся: замена (или ремонт) ротора; устанавливаемый ротор должен быть динамически отбалансирован; ремонт (восстановление) или замена уплотняющих втулок, колец импеллерных втулок; замена (или ремонт) подшипников скольжения, пришабровка новых вкладышей по валу с проверкой прилегания вкладышей к корпусу подшипника; замена шарикоподшипников; восстановление антикоррозионных покрытий и окраски; разборка, ремонт, сборка воздушной камеры беспромвального узла и установка зазоров между втулкой и диафрагмой беспромвального узла; проверка избыточного давления в воздушной камере вала (не менее 20 мм вод. ст.): сборка, центровка, опробование под нагрузкой, измерение и анализ рабочих режимов.

Все резиновые уплотнительные кольца подлежат замене на новые.

Для вертикальных подпорных насосов, кроме того производятся: проверка отсутствия течи из стакана, из-под крышки и из картера; замена импеллера, всех прокладок и крепежных деталей со смятой или сорванной резьбой более двух ниток; проверка состояния шнеков, рабочего колеса уплотнительных колец и узла торцового уплотнения; ремонт торцового уплотнения с заменой пар трения и уплотняющих колец.

Полная разборка, составление дефектной ведомости и восстановление деталей ротора производятся на ПТС (БПО). После сборки новых или восстановленных деталей осуществляется динамическая балансировка ротора.

2.2.4. Типовой объем работ при капитальном ремонте

При капитальном ремонте осуществляются все операции среднего ремонта, а также: демонтаж насосов; проверка состояния корпусов, патрубков насоса, состояния стакана насосов типа НПВ и Вортингтон и, при необходимости, их ремонт; заварка обнаруженных дефектов стальных корпусов и деталей насосов, нанесение вновь антикоррозионного и декоративного покрытия, покраска насосов; испытания на герметичность и прочность заваренных стальных корпусов.

При обнаружении поверхностных трещин или негерметичности проводят дефектоскопию деталей.

Чугунные детали с обнаруженными трещинами заменяются на новые.

Демонтаж подлежащего капитальному ремонту и монтажу нового или заранее отремонтированного насоса осуществляется персоналом выездной ремонтной бригады или специализированными пусконаладочными организациями; при этом проводятся: дефекация и ремонт фундамента с заменой анкерных болтов (при необходимости); установка и монтаж насоса; гидравлические испытания насосов при давлении Р_исп = 1,5·Р_раб; центровка агрегата, опробование под нагрузкой в течение 72 ч (при работе на нефтепроводе) и повторная проверка центровки; измерение и анализ рабочих параметров.

Для насосов вспомогательных систем производятся демонтаж подлежащего капитальному ремонту насоса и доставка его на ПТС (БПО), монтаж нового или заранее отремонтированного насоса, центровка и опробование его под нагрузкой.

3. ДРУГИЕ РЕГЛАМЕНТНЫЕ РАБОТЫ И ОСТАНОВКИ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

Если в паспортах, ТУ, инструкциях и других нормативных документах на насосные агрегаты регламентированы другие работы с объемом и периодичностью, отличными от изложенных, то они являются обязательным дополнением к приведенным в настоящем регламенте и могут выполняться как при работающих насосах, так и при регламентных остановках.

Перед регламентной остановкой осуществляется диагностический контроль насоса в объеме планового.

Если регламентная остановка связана с проведением дефектоскопии вала, то выполняемый объем работ приравнивается к среднему ремонту.

Регламентная остановка производится также для замены рабочих колес насоса на другие типоразмеры, если это предусматривается технологическими режимами работы нефтепровода. Регламентные работы совмещают по возможности с ремонтами насосов, техническим обслуживанием или плановым диагностическим контролем (табл. 5 ).

Перечень документации и порядок ее ведения

Источник