WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

1 УДК 621.65 СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ РЕМОНТА КОМПРЕССОРОВ И.Ю. Крутиков, Н.М. Захаров ОАО “Салаватнефтеоргсинтез” филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Салавате Одним из важнейших требований, предъявляемых к нефтегазоперерабатывающему оборудованию, является его надежность.

Известно, что в общем случае надежность технического устройства можно характеризовать его безотказностью, долговечностью, ремонтопригодностью и сохраняемостью. Для оборудования, работающего в нефтегазопереработке, особенно важны две первые составляющие.

Долговечность обеспечивает длительную работу оборудования в условиях принятой системы ремонта и техобслуживания, а безотказность - непрерывность его функционирования в межремонтный период. Высокая безотказность оборудования исключает его внезапные отказы и аварии с их непредсказуемыми и зачастую очень тяжелыми последствиями.

Есть прямая и очевидная связь между долговечностью оборудования и величиной полезного эффекта, получаемого от его работы. Поэтому понятно стремление, как минимум, обеспечить проектную долговечность оборудования и, как максимум, повысить ее.

Решать задачи обеспечения и повышения долговечности оборудования, работающего в нефтегазопереработке, в большинстве случаев невозможно без учета характеристик безотказности.

Жизненный цикл любого объекта можно разделить на стадии, которые для него являются одинаково важными. Это стадии проектирования, изготовления, эксплуатации и ремонта.

Показатели надежности объектов закладываются на первой стадии жизненного цикла - стадии проектирования. На стадии изготовления они _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru 2 обеспечиваются современными материалами и прогрессивными технологиями. Стадия эксплуатации является самой продолжительной при условии соблюдения норм технологических регламентов, на которой эти показатели поддерживаются на уровне, установленном соответствующей нормативной документацией. Различные виды ремонтов позволяют частично или полностью восстанавливать показатели надежности.

В настоящее время на предприятиях нефтегазохимического комплекса находится в эксплуатации большое количество единиц нагнетательного оборудования, которое отработало свой ресурс, но по разным причинам не демонтируется и не выводится из эксплуатации, а у изготовителя сняты с производства (в большинстве случаев производитель зарубежный). Тем не менее, обследование показывает, что, в частности, поршневые компрессоры относятся к разряду ремонтируемых, не смотря на то, что нормативный срок их эксплуатации превышен более чем в 2 раза [1].

Поэтому существуют определенные проблемы, возникающие при эксплуатации компрессоров, а вопросы, связанные с продлением срока их службы, приобретают все большую остроту и актуальность и требуют поиска и применения современных и экономичных методов ремонта.

В данной работе приводятся варианты решения вышеуказанных проблем на примере ремонта двух поршневых компрессоров.

Ремонт коленчатого вала компрессора F2S 20/53 (производство Германии), введенного в эксплуатацию в 1961 году в цехе № 23 ОАО “Салаватнефтеоргсинтез”.

При проведении плановой проверки деталей компрессора на их проектное соответствие было выявлено недопустимое отклонение зазора между посадочными поверхностями шейки коленчатого вала диаметром мм и ступицей шкива. Усредненный фактический зазор составил 0,28 мм на диаметр, что не соответствует паспортной посадке Н7/h6.

Требования ТУ по проведению ремонта поршневых компрессоров изначально были причиной отказа от восстановления шейки вала методом _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru наплавки сваркой.

Кроме этого были отклонены и другие методы [1, 2], а также следующие наиболее очевидные мероприятия для рассматриваемого случая:

- завтуливание шейки исключалось из-за наличия продольного шпоночного паза;

- запрессовка переходной втулки в ступицу шкива также оказалась невозможной из-за наличия горизонтального разрывного разъема (используется при сборке-разборке компрессора) и шпоночного паза;

- изготовление шкива диаметром 2000 мм по технологии, которая практически не пользуется более 20 лет, не представлялось целесообразным.

Для предварительной оценки соответствия немецкой марки стали аналогичной отечественной были поставлены сравнительные эксперименты в лабораториях ремонтно-механического завода и филиала.

Сравнение механических свойств и состава позволило сделать вывод, что наиболее близким аналогом является сталь 40Х [3].

Доведение зазора в соединении шкива с шейкой коленчатого вала до размеров, соответствующих паспортным, потребовало проведения ряда технологических и лабораторных исследований, содержание которых представлено ниже:

- участки шейки коленчатого вала, подверженные механическому износу, были проточены до устранения дефектов формы, наклепа, затиров и т. д.;

- поверхность шейки вала была подвергнута ультразвуковому контролю на наличие скрытых трещин. При положительных результатах контроля производилась накатка рифли цилиндрическим роликом диаметром 30 мм с прямой нарезкой и шагом зубцов t = 1,2 мм за два прохода. В результате накатки получено увеличение диаметра шейки коленчатого вала до 135,8 мм.

Обработанная поверхность обезжиривалась спиртом, просушивалась.

На подготовленную поверхность шейки нанесли равномерным слоем _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru полимерный клеевый состав холодной сварки “Униреп-3”. Коленчатый вал выдерживался при температуре 20 0С в течение 24 часов перед последующей обработкой.

Шкив был подвергнут механической обработке по следующей технологии. С базированием по наружному диаметру он был установлен на расточной станок. Ступица была расточена до устранения биения относительно оси, возможной эллипсности, конусности и др. с учетом полученной максимальной величины диаметра шейки коленчатого вала, но с прилеганием сопрягаемых поверхностей не менее 80 %. Расточка проводилась до достижения значения внутреннего диаметра ступицы шкива равного 135,7-0,025 мм.

Шейка вала, выдержанного в течение 24 часов, шлифовалась на круглошлифовальном станке до доведения посадочной поверхности до состояния, соответствующего посадке H7/h6.

Для полной полимеризации состава “Униреп-3” (руководствуясь рекомендациями завода-изготовителя) коленчатый вал выдержали при температуре 20 С еще в течение 96 часов, после чего была проведена дефектоскопия отремонтированной поверхности. В результате ультразвукового контроля внутренних дефектов обнаружено не было, что свидетельствует о достаточно высоком качестве произведенных операций.

Замеры твердости полученного монолита показали его близость по механическим свойствам к углеродистой стали - ВСт3.

Последующая эксплуатация коленчатого вала показала целесообразность применения метода ремонта шеек коленчатых валов по предлагаемой технологии, так как, полученные в результате накатки рифли, защищены от смятия, загиба и других механических повреждений полимерным наполнителем “Униреп-3”.

2. В результате длительной эксплуатации компрессоров 1НВ6К1400/720 в условиях ОАО “Салаватнефтеоргсинтез” на рабочих поверхностях цилиндров образовались недопустимые локальные дефекты (конусность, _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru бочкообразность и ряд других). Стандартная процедура восстановления цилиндров первой ступени диаметром 720 мм и второй диаметром 520 мм по технологии фирмы “NEAC” (Германия) состоит из следующих этапов:

- расточка и дробеструйная обработка внутренних поверхностей;

- нанесение молибденового покрытия марки FMD с твердостью поверхности не ниже 62 HRc;

- шлифовка “под монтаж” и хонингование поверхности до достижения толщины слоя покрытия max=0,5 мм.

Ориентировочная стоимость реализации предложения фирмы “NEAC” составляет порядка 500000 евро (модернизация шести компрессоров 1НВ6К1400/720), а это достаточно большие затраты для категории работ ремонтновосстановительного характера.

Учитывая низкую технологическую нагрузку (54-56 % при рекомендованной по нормативам 70-90 %) был произведен перерасчет производительности компрессоров, поршневых нагрузок, потребляемой мощности и разработана собственная восстановительная технология, которая была реализована на практике в условиях ремонтно-механического завода ОАО “Салаватнефтеоргсинтез”. Этой технологией предусматривались следующие операционные процедуры:

- цилиндры диаметром 720 мм и 520 мм были расточены в пределах допуска на толщину стенки (величина допуска определена прочностным расчетом);

- изготовлены стаканы из серого чугуна СЧ 25, которые были запрессованы в расточенные цилиндры;

- после испытания сборки на прочность и плотность цилиндры были расточены: цилиндры первой ступени до диаметра 620 мм и второй ступени до диаметра 470 мм;

- с целью повышения износостойкости внутренней поверхности цилиндров поршневые кольца изготовили из фторопласта марки 4К20.

Реконструкция компрессоров по собственной технологии позволила _ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru значительно снизить нагрузки на поршневые группы и увеличить до 63 % технологические нагрузки.

Затраты на реконструкцию составили 650 тыс. рублей.

ЛИТЕРАТУРА:

1 Краснов В.И., Жильцов А.М., Набержнев В.В. Ремонт поршневых компрессоров нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий.- М.: Химия, 1996.- 304 с.

2 Храпач Г.Е. Монтаж и ремонт компрессоров.- М.: Химия, 1983.- с.

3 Марочник сталей и сплавов / М.М. Колосков, Е.Т. Долбенко, Ю.В.

Каширский и др.; Под общей ред. А.С. Зубченко.- М.: Машиностроение, 2001.- 672 с.

_ © Нефтегазовое дело, 2005 http://www.ogbus.ru




© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.