Технология бурения скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общий раздел

1.1 Технология бурения геологоразведочных скважин

1.1.1 Технология роторного бурения

1.1.2 Буровой инструмент

1.1.3 Конструкция бурильной колонны

1.1.4 Удаление продуктов разрушения при бурении

1.1.5 Режимы роторного бурения

1.1.6 Конструкция скважин и крепление их обсадными трубами

1.2 Область применения насоса НБ-32 при геологоразведочном бурении

1.3 Характеристика насоса НБ-32 и описание конструкции основных узлов

1.3.1 Условия работы и характерные разрушения деталей трансмиссии насоса НБ-32

2. Специальный раздел

2.1 Организация работ при проведении капитального ремонта насоса

2.1.1 Методы ремонта деталей насоса в условиях ОЗНПО

2.1.2 Разборка и мойка насоса НБ-32

2.1.3 Дефект деталей и их сортировка

2.1.4 Сборка насоса

2.1.5 Описание оборудования для разборки и сборки насоса НБ-32

2.1.6 Испытание насоса

2.1.7 Испытательный стенд

2.2 Расчет графика ППР бурового насоса НБ-32, определение трудоемкости ремонтных работ и штата ремонтного персонала

2.2.1 Расчет ремонтного персонала

2.3 Расчет узлов и деталей приводной части насоса

2.3.1 Расчет на статическую прочность трансмиссионного вала

2.3.2 Расчет эксцентрикового вала

2.3.3 Расчет на прочность и устойчивость шатуна

2.3.4 Расчет стержня шатуна на устойчивость

2.3.5 Проверочный расчет пальца крейцкопфа

2.3.6 Расчет на износостойкость восстанавливаемых зубчатых колес

3. Технологический раздел

3.1 Анализ технического состояния детали

3.2 Оценка пригодности детали

3.3 Выбор способа восстановления

3.4 Разборка технологического маршрута

3.5 Выбор оборудования, приспособлений инструментов для механической обработки

3.6 Расчет режимов восстановления, механической обработки и нормирование операций

3.6.1 Восстановление дефекта

3.6.2 Нормирование операций

3.6.3 Режим и нормирование операций механической обработки

3.6.4 Нормирование операции механической обработки

4. Экономический раздел

5. Охрана труда и окружающей среды

5.1 Мероприятия по обеспечению техники безопасности при обустройстве скважин

5.1.1 Общие положения по обеспечению техники безопасности при обустройстве скважин

5.1.2 Общие требования к строительству, консервации и ликвидации скважин

5.1.3 Электробезопасность

5.1.4 Основные требования безопасности к оборудованию

5.1.5 Организация, структура и штат управления охраной труда

5.1.6 Пожарная безопасность

5.1.7 Меры безопасности при ремонте насоса

5.2 Охрана окружающей среды при ремонте насоса и обустройстве скважин

5.2.1 Охрана окружающей среды при бурении скважин

5.2.2 Охрана окружающей среды при проведении ремонтных работ

Заключение

Список использованной литературы

Введение

скважина насос труба трансмиссия

Значение горнодобывающей промышленности в развитии страны велико. Добыча руды, минерального топлива, сырья для химической промышленности, строительных материалов, минеральных удобрений и других полезных ископаемых обеспечивает технический прогресс в промышленности.

Основная задача разведчиков недр - открытие месторождений. Для горной промышленности разведочное бурение является важнейшим техническим средством поиска и разведки залежи полезных ископаемых.

Буровые скважины служат для разведки и эксплуатации жидких и газообразных полезных ископаемых, подземных пресных и минеральных вод; месторождений угля, железных и марганцевых руд, цветных металлов Для изучения условий залегания пород и их водоносности бурят инженерно-геологические и гидрогеологические скважины.

Основная часть бурения скважин приходится на нефтяную и газовую промышленность. Рост нефтяной промышленности сопровождается совершенствованием бурового оборудования, не остались в стороне и буровые поршневые насосы, приводная мощность которых достигает 1200 - 1500 квт.

Поршневые буровые насосы с двумя цилиндрами двустороннего действия, благодаря своей конструктивной простоте, получаемой с применением пневматических компенсаторов, наиболее технологичные для изготовления и удобные в эксплуатации, являются широко распространенным видом бурового насоса. Надежность в работе любой машины и оборудования зависит от своевременно проведенного технического обслуживания и ремонта.

В данной выпускной квалификационной работе решаются вопросы организации капитального ремонта приводной части бурового насоса НБ-32, как наиболее изнашиваемой части данного насоса.

1 Общий раздел

1.1 Технология бурения геологоразведочных скважин

Буровой скважиной называется цилиндрическая горная выработка в земной коре, характеризуемая относительно малым диаметром по сравнению с ее длиной. Начало скважины именуется устьем, а конец - забоем, боковая поверхность - стенками. Элементы буровой скважины изображены на рис.1.1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.1 Элементы буровой скважины. 1 - устье; 2 - ствол скважины, закрепленный трубами; 3 - обсадные колонны; 4 - ось скважины; 5 - ствол скважины, закрепленный трубами; 6 - кольцевой забой; 7 - керн; 8 - забой сплошной; 9 - стенка скважины; D₁, D_2, D₃ - диаметры интервалов скважины; d_1H, d_1B, d_2H, d_2B - диаметры обсадных труб наружные и внутренние; L_1, L₂ - глубины закрепленных интервалов скважин; L₃ - общая глубина скважины

По целевому назначению, в зависимости от характера решаемых задач, буровые скважины подразделяются на геологоразведочные (стратиграфические, структурные, опорные, поисковые и разведочные), эксплуатационные и взрывные.

Наиболее широко применяется бурение геологоразведочных скважин с целью добычи образцов пород или составления геологического разреза и изучения состава и свойств горных пород.

Основным документом, которым руководствуется буровая бригада при бурении скважин является геолого-технический наряд (далее ГТН), без него бурение скважин запрещается. Он составляется на бурение каждой глубокой или группу мелких скважин, имеющих сходные геолого-технические условия бурения.

В ГТН учитываются все геолого-технические параметры при бурении скважины и проведение геофизических (гидрогеологических) исследований в ней. ГТН должен состоять из трех основных частей: геологической, технико-технологической и исследовательской. Геологическую и исследовательскую части составляет геолог участка, технико-технологическую составляет технический персонал.

Утверждается ГТН главным инженером ГРЭ или ГРП и выдается буровому мастеру до начала бурения скважины для исполнения. Перед началом работы, под руководством мастера, бригада должна детально изучить ГТН и строго следовать ему в процессе работы.

Бурение скважины заключается в разрушении породы на забое и удалении продуктов разрушения, в результате чего формируется ствол скважины. Этот процесс сопровождается закреплением стенок ствола и выполнением спуска - подъемных и других вспомогательных операций, без которых нельзя углубить ствол скважины.

Таким образом, все выполняемые при сооружении скважины работы можно разделить на основные (связанные с бурением ствола), вспомогательные и специальные.

К основным видам относятся работы, связанные с процессом бурения и закрепления стенок скважин. Вспомогательными или сопутствующими видами работ являются: строительные и монтажно-демонтажные работы (СМД), спускоподъемные операции (СПО), а также различного рода подготовительно-заключительные операции (ПЗО).

Преобладающее большинство способов разрушения горных пород

при бурении скважин заключается в механическом разделении некоторого объема твердой массы на элементы, частицы небольшого размера. Это происходит под действием концентрированных напряжений, превышающих сопротивление сил внутренних связей в горной породе. Разрушающее напряжение может формироваться под действием внешних сил, прикладываемых к внедряемому в породу специальному инструменту, обладающему обычно большей твердостью, чем сама порода, или без применения специальных инструментов - при движении струи жидкости с большой скоростью и под большим напором, при действии взрывной волны, гидравлического удара.

Механический способ бурения делится на следующие разновидности: ударный, вращательный, вращательно-ударный, ударно-вращательный, вибрационный, вибрационно-вращательный, надавливанием инструмента.

В настоящее время при бурении геологоразведочных скважин на нефть и газ наиболее широкое применение нашло вращательное бурение ротором.

1.1.1 Технология роторного бурения

На сегодняшний день, роторное бурение скважин - один из самых распространенных методов, который востребован не только в промышленности, но и на частных владениях. Применяется он для разработки скважин, которые в дальнейшем будут эксплуатироваться продолжительный период времени.

Роторными буровыми установками называют агрегатированные комплексы бурового оборудования вращателем роторного типа, с помощью которого передается вращение буровому снаряду без передачи ему осевой нагрузки.

Установки для роторного бурения бывают стационарными и передвижными. Стационарные буровые установки предназначены для бурения эксплуатационных и разведочных скважин глубиной до 10000 м и более. Передвижные и самоходные буровые установки - это установки легкого типа, предназначенные для геологоразведочного бурения на глубину от 100 до 1500 м.

Механизмы самоходных буровых установок монтируют на платформах грузовых автомашин (рис. 1.2). Установки маневренны и демонтируются на месте работ.

Рассмотрим принцип работы буровых установок и технологию бурения геологоразведочных скважин на примере самоходной буровой установки УРБ - 2а2 [3].

Снаряд состоит из долота 12, утяжеленных и нормальных бурильных труб 10,11, соединенных замками. Снаряд через ведущую трубу 8 квадратного или шестигранного сечения соединяется с вертлюгом 2. Ведущая труба проходит через отверстие круглого стола ротора 7 и при бурении скважины по мере углубления забоя опускается вниз. Ротор помещается в центре буровой мачты 4. Бурильная и ведущая трубы полые. Нижняя часть вертлюга, соединенная с ведущей трубой, может вращаться с колонной бурильных труб, а его верхняя часть неподвижна.

К отверстию неподвижной части вертлюга присоединяется гибкий буровой шланг 3, через который в процессе бурения закачивается в скважину промывочная жидкость. Для спускоподъемных операций служат мачта 4, лебедка 6 и талевая система (кран блок 1, установленный на верхней раме мачты 4, талевый блок, соединенный с кран блоком специальным канатом, и подъемный крюк, на котором с помощью вертлюга подвешивается бурильный инструмент).

Оборудованием для бурения является: ротор 7, лебедка 6 и двигатель, которые расположены внутри автомобиля. От насоса 9 промывочная жидкость подается через нагнетательную линию 3, вертлюг и колонну бурильных труб, поступает на забой скважины, захватывает разрушенную породу и поднимает шлам по кольцевому зазору между бурильными трубами и стенками скважины из обсадочных труб 16 на поверхность.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.2 Схема самоходной буровой установки роторного бурения. 1-кранблок, 2-вертлюг, 3-гибкий нагнетательный шланг, 4-мачта, 5-автомобиль КАМАЗ, 6-буровая лебедка, 7-ротор, 8-ведущая труба, 9-буровой насос, 10-бурильные трубы, 12-долото, 13-очистной желоб, 14-шламо очистительный отстойник, 15-приемный резервуар, 16-обсадные колонны, 17-устье скважины, 18-забой скважины

1.1.2 Буровой инструмент

Для бурения геологоразведочных скважин роторным способом применяются буровые долота.

По назначению различают долота для сплошного разрушения забоя, бурильные головки для колонкового бурения и специальные долота.

По характеру воздействия на породу долота и бурильные головки подразделяют на дробящие, дробящие-скалывающие, истирающе-режущие, режуще-скалывающие.

Для бурения мягких и пластичных пород роторным способом, в основном в начальных интервалах скважин по глубине, применяют долота режуще-скалывающего действия. К ним относятся двух и трехлопастные долота типов 2Л (с двумя) и ЗЛ (с тремя) промывочными отверстиями.

Наиболее широкое применение при бурении нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота (рис. 1.3.).

Конструктивными важнейшими элементами, определяющими эффективность работы долота, является форма и расположение шарошек, их вооружение, опоры и промывочная система долота (рис. 1.3.). Долота типов М и МС предназначены для мягких несцементированных и пластичных пород, типа С - для пластичных мягких пород с пропластками средней твердости и твердых пород, типа СТ - для плотных хрупко-пластичных средней твердости, типов ТК и ОТК - для хрупких высоко абразивных, типа К и ОК - для крепких и особо крепких хрупких высоко абразивных пород.

Благоприятные возможности для увеличения стойкости опор, особенно в долотах малых диаметров, открыло создание двух- и одношарошечных долот. Сокращение числа шарошек позволило увеличить их размеры, усилить опоры и уменьшить площадь контакта зубьев долота с породой.

Конструкция двухшарошечного долота создает благоприятные условия для размещения гидромониторных насадок. Одношарошечные долота (рис.1.3.) имеют шаровидную шарошку с запрессованными в ее тело твердосплавными штырями с полусферической или клиновидной рабочей поверхностью и предназначены для бурения пород средней твердости и твердых, роторным способом.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.3 Типы долот а, б, в - лопастные долота типа 2Л, 3Л, 3ЛГ; г - шарошечное долото: 1-шарошка, 2-ролик, 3-шарик, 4,7-штифты, 8-резьба; д - одношарошечное долото; е,ж - схемы промывки шарошечного долота с центральной и боковой

1.1.3 Конструкция бурильной колонны

Бурение с отбором керна осуществляют специальными инструментами, условно называемыми колонковыми долотами. Колонковое долото состоит из бурильной колонны, корпуса и размещенной внутри его колонковой трубы.

Бурильная колонна состоит из ведущей трубы, бурильных труб, утяжеленных бурильных труб и ряда соединительных элементов (рис.1.4 в). В практике применяют бурильные трубы, изготовленные из сталей повышенного качества, а также легко сплавные трубы из алюминиевого сплава Д-16Т. Стальные бурильные трубы изготавливаются с выраженными концами и блокирующими (стабилизирующими) поясками, с приваренными соединительными концами.

Утяжеленные бурильные трубы устанавливают между долотом и бурильными трубами. Они предназначены для создания осевой нагрузки на долото и увеличения жесткости нижней части бурильной колонны. В практике применяют гладкие по всей длине трубы с конус-проточкой, сбалансированные УТБ, а также УТБ фигурного сечения. Увеличенная толщина стенок позволяет нарезать на их концах конические замковые резьбы, обеспечивающие непосредственное соединение труб в колонну. Диаметр круглого сечения с УТБ подбирается на 40-50 мм меньше диаметра долота, размер УТБ квадратного сечения по диагонали может быть принят равным диаметру долота. Длина колонны УТБ выбирается так, чтобы ее масса на 20-25% превышала необходимую нагрузку на долото.

Ведущие трубы предназначены для передачи крутящего момента от ротора к бурильной колонне при роторном бурении и восприятия реактивного момента при использовании забойных двигателей. Они имеют квадратное поперечное сечение (рис. 1.4 в).



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.4 Элементы бурильной колонны. а - колонковое долото типа КАЭ: 1-корпус, 2,3-переходники, 4-бурильная головка, 5-керноприемная труба, 6-башмак керноприемной трубы, 7-кернорватель, 8-обратный клапан, 9-фиксирующий шариковый замок, 10-головка б - ведущая труба с переходниками; в - схема бурильной колонны: 1-вертлюг, 2-переходник вертлюга, 3-верхний переходник ведущей трубы, 4-ведущая труба, 5-нижний переходник, 6-предохранительный переходник, 7-бурильная труба, 9-ниппель, 10-муфта соединения со свечой, 11-переводник, 12,13-УТБ, 14-переводник для долота

1.1.4 Удаление продуктов разрушения при бурении

В процессе бурения разрушенная порода должна удаляться с забоя на поверхность. В случае накапливания буровой мелочи на забое скважины происходит измельчение частиц породы, что приводит к лишним затратам энергии, быстрому износу породоразрушающего инструмента.

Частицы разрушенной породы могут удаляться несколькими способами: механическим, гидравлическим, пневматическими комбинированным. При вращательном колонковом и роторном бурении применяются гидравлический и пневматический способы.

жидкости должен обеспечивать максимальную механическую скорость бурения скважины, высокое качество и минимальную стоимость буровых работ в конкретных условиях бурения.

Самая дешевая промывочная жидкость при бурении разведочных скважин - вода. Наиболее распространенная жидкость - глинистый раствор (суспензия различных глин).

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.5 Схема удаления продуктов разрушения забоя скважины а,б - прямая и обратная промывка скважины; в - комбинированная схема циркуляции промывочной жидкости: 1-насос, 2,9,10,11-нагнетательные шланги, 3-сальник (вертлюг), 4-бурильные трубы, 5-породоразрушающий инструмент, 6-очистной желоб, 8-приемная емкость, 12-уплотнитель

1.1.5 Режимы роторного бурения

Режим роторного бурения характеризуется осевой нагрузкой на долото, частотой вращения долота, количеством и качеством подаваемой на забой промывочной жидкостью. Осевую нагрузку выбирают с учетом типа и диаметра долота, а также физико-механических свойств пород. Осевая нагрузка на долото определяется из расчета удельной нагрузки на 1 см его диаметра. Рекомендуется принимать следующую удельную нагрузку на 1 см диаметра долота: мягкие породы (1-2 кН), породы средней твердости (2-4 кН), твердые породы (3-6 кН), очень твердые породы (6-10 кН).

Частоту вращения долота принимают от 90 до 300 мин в соответствии с плотностью породы и глубиной скважины. Если порода крепкая и абразивная, то частоту вращения долота уменьшают.

Промывка скважины при бурении в устойчивых породах производится водой, в неустойчивых - глинистым раствором. Расход промывочной жидкости, подаваемой на забой, рассчитывают исходя из скорости восходящего потока и диаметра скважины.

1.1.6 Конструкция скважин и крепление их обсадными трубами

Конструкция скважины - это схема ее устройства, в которой показаны намечаемые диаметры скважины, интервалы глубины бурения породоразрушающим инструментом, диаметры колонн обсадных труб, глубина их спуска и места тампонирования, т.е. изоляции глубиной или цементным раствором. Составляется на основании данных о предполагаемом геологическом разрезе, о глубине скважины и необходимом конечном диаметре.

Обсадные трубы предусматривают для закрепления устья скважины и предохранения его от размывания (направляющая труба), закрепления залегающих в верхней части разреза неустойчивых водоносных и выветрелых пород (кондуктор), перекрытия зон разрушенных, раздробленных, неустойчивых и водоносных пород и других интервалов, которые не могут быть закреплены другим способом. Они соединяются между собой в колонну при помощи трубных ниппелей или труба в трубу. Иногда для крепления скважины применяют трубы без резьбы, свариваемые встык непосредственно при креплении скважины.

Для спуска в скважину обсадные трубы приготавливают около буровой: смазывают резьбу, проверяют шаблоном проходной диаметр труб, соединяют ниппелями в звенья по 2-3 трубы. На нижнюю трубу навинчивают башмак для предохранения нижнего конца труб от смятия. Подъем обсадных труб после окончания бурения скважины производится лебедкой станка через талевую систему, либо с помощью специальных винтовых или гидравлических домкратов. Извлечение труб целесообразно только при малом сроке эксплуатации скважины.

1.2 Область применения насоса НБ-32 при геологоразведочном бурении

Насос поршневой буровой НБ-32 применяется при геологоразведочном и структурно-поисковом бурении на нефть и газ. Предназначен для работы в условиях умеренного климата при температурах от -30 С до +50 С. Параметры насоса - таблица 1.1.

Устанавливают насос на самоходную буровую установку типа УРБ-2,5 А (рис.1.6.), на шасси автомобиля КАМАЗ, приводится в действие от двигателя через клиноременную передачу. Из емкости через всасывающий шланг в работающий насос поступает промывочная жидкость, которая под давлением через нагнетательный шланг и вертлюг подается в колонну бурильных труб. По затрубному пространству вместе со шламом жидкость возвращается в емкость, где очищается от шлама.

В качестве промывочной жидкости применяют техническую воду или глинистый раствор. Для создания необходимых физико-механических свойств в него при необходимости добавляют нефть, щелочь, соду и другие химические реагенты по объему не более 20%.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.6 Буровая установка УРБ-2,5 А 1-кронблок, 2-вертлюг, 3-мачта, 4-буровой насос, 5-гидродомкрат подъема мачты, 6-электрооборудование, 7-пневмосистема, 8-автомобиль КАМАЗ, 9-главная трансмиссия, 10-механизм подачи, 11-устройство для шнекового бурения, 12-коробка передач, 13-лебедка, 14-устройство для развинчивания труб, 15-ротор, 16-система управления

Таблица 1.1

Параметры насоса НБ-32

Параметры	Значения
1	2
Тип насоса	Горизонтальный, двух поршневой, двухстороннего действия
Мощность приводная	32 кН
Мощность полезная	25 кН
Частота двойных ходов поршня в минуту	105
Длина хода поршня	0,16 м
Диаметры цилиндровых втулок, Dв	0,08 м; 0,09 м; 0,1 м; 0,11 м
Подача насоса при Dв: 0,08 0,09 0,10 0,11	0,0049 кв.м\с 0,0064 кв.м\с 0,0081 кв.м\с 0,0099 кв.м\с
Давление на выходе при Dв: 0,08 0,09 0,10 0,11	Мпа 4,0 4,0 3,2 2,6
Длина штока	0,04 м
Частота вращения трансмиссионного вала	394 мин-1
Степень неравномерности давления на выходе из насоса	не более 12%
Вакуумметрическая высота всасывания	3 м вод.столба
Диаметр всасывающего трубопровода	1,13 м
Диаметр нагнетающего трубопровода	0,50 м
Предпочтительное число зубчатой пары	3,75
Модуль шестерни	6 мм
Вид передачи	клиноременная
Диаметр шкива	620 мм
Число ремней	5
Тип ремней	«В»
Тип подшипников основных опор - трансмиссионный вал	7516 ГОСТ 333-79
- эксцентриковый вал - моты левые головки шатунов - шкив - конус	7520 ГОСТ 333-79 222б ГОСТ 8328-75 214 ГОСТ 8328-75 208 ГОСТ 8328-75
Габариты насоса - длина - ширина - высота	мм 1,86 1,0 1,33
Масса	1080 кг

1.3 Характеристика насоса НБ-32 и описание конструкции основных узлов

Насос состоит их двух основных частей - блока привода и гидравлического блока, соединенных между собой и смонтированных на раме (рис.1.7.).



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.7 Общий вид насоса НБ-32. 1-блок гидравлический, 2-блок привода, 3-рама, 4-крышка в сборе, 5-крышка станины

Блок привода предназначен для понижения скорости и преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное. Состоит из станины, кривошипно-шатунного механизма и зубчатой передачи.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.9 Блок привода (разрез по валам). 1-вал эксцентриковый с шестерней, 2-подшипники № 2226, 3-вал трансмиссионный, 4-подшипник № 7516, 5-подшипник № 7520, 6-прокладка 11Г-1-31(01), 7-прокладка 11Г-1-35(1-01), 8-шкив



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.10 Блок привода (разрез по крейцкопфам). 1-втулка биметаллическая, 2-палец крейцкопфа, 3-корпус крейцкопфа, 4-крышка в сборе

Для предотвращения попадания в блок привода насоса промывочной жидкости предусмотрены: корпус сальника 6 с резиновым кольцом 7 и диск-отражатель. Регулировка уплотнения производится фланцем 9 и болтами 10 (рис. 1.8.).

Зубчатая передача состоит из ведущего трансмиссионного вала 3 (рис. 1.9.) и ведомого зубчатого колеса, отлитого заодно с эксцентриковым валом. Трансмиссионный и эксцентриковый валы установлены в верхней части станины на двух подшипниках 4, 5. Регулировка опор валов осуществляется прокладкам 6, 7. В зависимости от исполнения насоса на трансмиссионном валу устанавливается шкив для клиноременной передачи 8, пневмо муфта со шкивом или фрикционная муфта со шкивом Рассмотрим пневмо муфту со шкивом (рис.1.11.), которая предназначена для пуска и остановки насоса при работающем двигателе и дает возможность дистанционного управления насосом. Обод 5 болтами 1 связан со шкивом 6, который на подшипниках 3 свободно вращается на трансмиссионном валу насоса 2. Обод 7 болтами 12 закреплен на планшайбе 8, которая шлицевым соединением связана с трансмиссионным валом. Баллон 11 с колодками 14 установлены внутри обода, с которым связан болтами. Сжатый воздух под давлением 0,63-0,81 МПа подается в баллон через вертлюжок 10 и систему воздухопровода 9. При этом баллон колодками обжимает обод и муфта замыкается вращением шкива через обод, баллон, планшайбу, шлицевое соединение передается трансмиссионному валу насоса.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.11 Пневмомуфта со шкивом 1-болт М12х45, 2-вал трансмиссионный, 3-подшипник № 214, 4-масленка, 5-обод, 6-шкив, 7-обод НБ-40, 8-планшайба, 9-воздухопровод, 10-вертлюжок, 11-баллон в сборе, 12-болт М12х35, 13-болт НБ-40-04-108, 14-колодка в сборе

Блок гидравлический предназначен для создания давления жидкости, перемещающимися поршнями и нагнетания ее в скважину. Состоит из блока цилиндров со шпильками 1 (рис. 1.12.) всасывающего коллектора 11, сменных поршней, штоков поршня. Компенсатора сферического 8, трех ходового крана (рис.1.18.), предохранительного клапана (рис. 1.17.).

Блок цилиндра со шпильками состоит из сменных цилиндровых втулок 5 (рис. 1.13.), которые выбираются в зависимости от требуемых величин давления и подачи насоса. Втулка по наружному диаметру уплотняется резиновыми уплотнителями 1, поджатыми крышкой 2. Всасывающие и нагнетательные клапаны предназначены для разобщения всасывающей и нагнетательной полостей при работе насоса. Крышка клапана крепится двумя шпильками 7 и уплотняется резиновым кольцом. Всасывающий коллектор предназначен для подвода промывочной жидкости к всасывающим клапанам.

Рисунок 1.12 Блок гидравлический. 1-блок цилиндров со шпильками, 2-уплотнение втулки, 3-кольцо, 4-клапан, 5-седло, 6-крышка клапана, 7-шпилька, 8-компенсатор сферический, 9-шток поршня, 10-манжета, 11-коллектор всасывающий

Поршни 7 (рис. 1.13.) надеваются на конические поверхности штоков поршня, крепятся двумя гайками 6. Соединение штока поршня 9 (рис. 1.12.) со штоком ползуна осуществляется с помощью специального цилиндра конической резьбы, что существенно снижает время на монтаж и демонтаж штока поршня. Уплотнение штока поршня осуществляется набором манжет 1 (рис. 1.14.). На гидравлическом блоке с помощью тройника 8 (рис. 1.15.) установлен сферический компенсатор с предохранительным клапаном 11 и трехходовым краном 12.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.13 Уплотнение цилиндровой втулки. 1-уплотнение втулки, 2-крышка, 3-кольцо распорное, 4-кольцо 140-150-58-2-2 ГОСТ 9833-73, 5-втулка, 6-гайка, 7-поршень

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.14 Уплотнение штока поршня. 1-манжета, 2-корпус сальника, 3-втулка нажимного фланца, 4-фланец нажимной, 5-гайка М16.6.06 ГОСТ 5927-70

Компенсатор сферический (рис. 1.15) предназначен для снижения неравномерности давления на выходе из насоса, вызванной неравномерностью подачи промывочной жидкости. Состоит из корпуса 5 (рис. 1.15.), который разделен на две полости резиновой диафрагмой 6, армированной металлическим сердечником 10. Верхняя полость внутри диафрагмы заполняется воздухом или азотом. На крышке компенсатора 4 установлено вентиляционное устройство 3 с манометром 2. Сверху манометр закрыт ограждением 1.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.15 Компенсатор сферический. 1-ограждение, 2-манометр, 3-вентильное устройство, 4-крышка компенсатора, 5-корпус компенсатора, 6-диафрагма, 7-стабилизатор, 8-тройник, 9-прокладка, 10-сердечник, 11-клапан предохранительный, 12-кран трехходовой

Вентильное устройство (рис.1.16.) служит для обеспечения нормальной работы компенсатора. В переходник 5 устанавливаются вентиль игольчатый 4, штуцер воздушный 6, пробка спускная 1 и пробка разрядная 3. Для нормальной работы компенсатора рекомендуется давление воздуха 0,6 от рабочего давления, которое контролируется с помощью манометра. Наполнение компенсатора воздухом или азотом производится присоединением рукава высокого давления к воздушному штуцеру 6. При этом должны быть приняты меры, исключающие возможность попадания в полость компенсатора масел.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.16 Вентильное устройство (переходник в сборе) 1-пробка, 2-прокладка, 3-пробка, 4-вентиль игольчатый, 5-переходник, 6-штуцер воздушный, 7-гайка накидная, 8-прокладка

Предохранительный клапан (рис. 1.17) предназначен для предохранения насоса от поломки при превышении давления сверх допустимого на данном режиме. Срабатывает следующим образом: при достижении давления в нагнетательной линии более допустимого, шток 6 давит на рычаг 9, откидывая его вверх. Предохранительная шпилька 1 срезается, шток перемещается в корпусе, открывается сливное отверстие. Предохранительная шпилька должна устанавливаться в рычаге 9 в отверстие, соответствующее предельному давлению, создаваемому насосом, при установленной цилиндровой втулке.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.17. Клапан предохранительный. 1-шпилька предохранительная, 2-ось, 3-крышка клапана, 4-амортизатор НЦ 0205, 5-корпус клапана, 6-шток, 7-втулка, 8-уплотнение, 9-рычаг

Трехходовой кран (рис.1.18) предназначен для запирания нагнетательного трубопровода и перепуска промывочной жидкости в приемную емкость. Состоит из корпуса 3, пробки 1, регулировочного болта 4, ручки 2.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.18 Кран трехходовой 1-пробка, 2-ручка, 3-корпус, 4-болт

1.3.1 Условия работы и характерные разрушения деталей трансмиссии насоса НБ-32

Высокое давления нагнетания и наличия абразивных частиц в буровом растворе вызывает интенсивный износ гидравлической части бурового насоса, т.е. клапана, седла клапанов, поршни, штоки, цилиндровые втулки и уплотнения, а так же клапанные коробки.

Гидравлическая коробка - нарушение уплотнительных поверхностей в местах уплотнений цилиндровых втулок и седел клапанов, трещины в корпусе слом шпилек для крепления крышек.

Цилиндровая втулка - износ уплотнений втулки, механический износ внутренней и рабочей поверхности цилиндра.

Поршень - износ рабочей поверхности, спрягаемой с втулкой цилиндра.

Шток - износ цилиндрической и конической поверхности под поршень, срыв ниток резьбы. Шток испытывает цилиндрическую, знакопеременную нагрузку.

Клапан - износ происходит на направляющих поверхностях, в результате их контакта с абразивными зернами, особенно в момент закрытия.

2. Специальный раздел

2.1 Организация работ при проведении капитального ремонта насоса НБ-32

Капитальный ремонт бурового насоса НБ-32 осуществляется в цехе УКРИЛ «Октябрьского завода нефтепромыслового оборудования» по заявке заказчика. Заявка в потребности ремонтных мест на капитальный ремонт (КР) оборудования на планируемый год должна быть предоставлена владельцам предприятия не позднее 1 апреля текущего года.

Сдача оборудования в ремонт производится заказчиком за свой счет за 20 дней до планируемого месяца. Оборудование должно быть комплектным, очищенным от грязи, с паспортом, с данными по эксплуатации и ремонту, оформлено приемосдаточным актом в двух экземплярах в котором должно быть отражено техническое состояние и комплектность.

Насос принимается в ремонт представителем отдела технического контроля ремонтного предприятия путем наружного осмотра, проверкой поступивших с насосом документов и составлением приемо-сдаточного акта. Производство ремонта должно быть произведено согласно действующим техническим условиям (ТУ) на КР. Содержание ремонта оборудования определяется заказчиком и окончательно устанавливается исполнителем после разработки оборудования и составления дефектной ведомости. Ремонт и выдача оборудования заказчику производится в течении 45 дней со дня поступления укомплектованного и пригодного к ремонту оборудования.

Насос, выпускаемый из ремонта должен содержать паспорт ремонтного предприятия с отметкой о проведении ремонта и акт приемо-сдачи отремонтированного оборудования. При обнаружении некачественного произведенного ремонта, некомплектности оборудования и других отклонений от действующих ТУ на КР заказчик не позднее 5 дней с момента обнаружения дефекта должен известить ремонтное предприятие. Оно обязано устранить обнаруженные дефекты или произвести доукомплектовку в срок, согласованный с заказчиком.

2.1.1 Методы ремонта деталей насоса в условиях ОЗНПО

Существуют различные способы ремонта деталей, каждый из которых имеет свою рациональную область применения. В условиях ОЗНПО наиболее широко используются следующие способы восстановления:

- восстановление деталей механической обработки путем получения новых ремонтных размеров, заменой части детали или добавлением целой детали;

- восстановление давлением, когда деталь подвергается осадке, раздаче, обжатою, правке или вытяжке;

- наращивание изношенной детали слоем металла наплавкой, металлизацией или гальваническим покрытием.

Что касается упрочнения деталей, то они в основном направлены на повышение твердости, прочности и износостойкости рабочих поверхностей. Применяемые в условиях ОЗНПО методы упрочнения деталей: чистовая обработка, пластическая деформация поверхности, поверхностная термообработка, поверхностная химико-термическая обработка, нанесение износостойких композиционных материалов.

Ремонт валов и штоков насоса. В процессе эксплуатации у валов изнашиваются посадочные шейки, повреждаются резьбы, поверхности валов,

а также происходит изгиб валов. Способ ремонта выбирают после того, как установят характер и степень износа. Выбор метода обуславливается технико-экономическими соображениями и наличием необходимого оборудования на предприятии.

Шток восстанавливают хромированием, резьбу штока ремонтируют методом добавочных деталей или наплавкой с последующей механической обработкой, или производят отпуск для облегчения механической обработки, произвести механическую обработку, затем дробеструйную обработку, напылить поверхность штока порошком ПН73Х16С3Р3-ОМ и оплавить напыленную поверхность до возникновения явления запотевания и произвести шлифование.

Шейки валов ремонтируют наплавкой под слоем флюса, затем производят механическую обработку с последующей нормализацией, шлифуют и полируют пастой ГОИ, ремонт зубьев зубчатых колес заключается в наплавке с последующим фрезерованием.

Изогнутый эксцентриковый вал правят в холодном состоянии в два приема, аналогично штоку.

Ремонт и упрочнение цилиндровых втулок осуществляют растачиванием втулки под ремонтный размер, накаливанием ТВЧ и шлифуют под размер.

Ремонт шатуна осуществляют заменой бронзовой втулки или расточкой под ремонтный размер. В случае изгиба шатуна производят правку.

Ремонт пальца крейцкопфа заключается в направлении поверхности с последующей механической обработкой до номинальных размеров. Характерными видами износа корпуса крейцкопфа является износ поверхностей сопряжения корпуса с пальцем крейцкопфа - восстанавливают металлизацией с последующей механической обработкой или с помощью запрессовки втулки. При ремонте вторым способом отверстия растачивают на токарном станке до определенного размера, а затем в них запрессовывают втулки и приваривают их к корпусу крейцкопфа с внешней стороны сварным швом. Аналогично изношенную резьбу надставки восстанавливают путем запрессовки втулки с последующей нарезкой резьбы.

Шкив ремонтируют заваркой изломов, затем погружают в песок для медленного охлаждения.

Характерными видами износов станины и гидрокоробки являются износ цилиндрических поверхностей под подшипники, износ поверхностей крепления сальниковых уплотнений, износ поверхностей под накладки. Ремонт производится при небольших износах напылением и обработкой, выдерживая размеры по чертежу.

Для всех видов восстановления указанных выше и типов упрочнения на заводе «ОЗНПО» существует следующее оборудование: станок токарный универсальный СУ 500 (3шт), станок универсально-фрезерный 5К324АиФУ (2шт), станок токарно-револьверный ДП-4-211 (1 шт), станок вертикально-сверлильный 1Н983и9Н14 (9 шт), станок кругло шлифовальный 3М151В (2 шт), установка наплавочная У653 (2 шт), установка дробеструйная (2 шт), установка напыления ТРГ-3 (2 шт), сварочный манипулятор М11050 (2 шт), сварочный выпрямитель ВДУ-504 (2 шт), электропечь САТ-250 (1 шт), печь СНЗ 11\22 и Н85В (4 шт), пневмо-пресс (1 шт).

Отремонтированные (восстановленные) детали должны соответствовать требованиям технических условий на КР:

- все метрические резьбы, поля допусков которых не указаны в чертежах, должны выполняться с полями допусков 7Н - для гаек, 8q - для болтов;

- основные типы и конструктивные элементы швов сварных соединений деталей, отремонтированных сваркой, должны соответствовать ГОСТ5264-80;

- материалы, обработанные давлением (покатанные, штампованные, выдавленные и др.), не должны иметь раковин, трещин и других дефектов.

Поверхности деталей, восстановленные гальваническим наращиванием (хромированием, железнением) должны быть гладким без отслоений и трещин.

2.1.2 Разборка и мойка насоса НБ-32

Разборка и мойка насоса производится на специализированных рабочих местах в цехе УКРиЛ.

При капитальном ремонте насос разбирают полностью согласно технологической схеме, где указывается последовательность операций, предусматривающая в начале разборку машины на узлы, под узлы, а затем каждого узла на детали.

Качество разборки в значительной степени влияет на качество срока и стоимость ремонта. Рациональная схема и технология разборки, обеспеченность работ необходимыми инструментами и приспособлениями способствует сохранению сроков разборки, а также исключают возможность повреждения деталей при разборки. Поэтому для обеспечения качественной разборки в сжатые сроки необходимо хорошо знать конструкцию оборудования.

Во время разборки оборудования с применением прокладок и клиньев необходимо следить за их положением и недопускать пребывания рабочих в радиусе их возможного пролета. При работе со съемниками и на прессах детали, испытывающие нагрузки при распрессовки, необходимо закрыть кожухами.

Перед разборкой насоса его следует застропить, согласно схеме страповки и установить на подставку, вывернуть сливную пробку, слить масло из насоса в специальную емкость и промыть насос раствором моющего средства «Лабомид-203» в моечной машине.

Разборку бурового насоса НБ-32 начитают с нагнетательного блока. Выворачивают предохранительный клапан 11, снимают сферический компенсатор и выходной тройник (рис.1.15.). Следующим этапом идет разборка гидравлической части. Снимают крышку цилиндра, крышку клапана, впрессовывают седла клапанов, выворачивают штоки поршней, впрессовывают втулки цилиндра, после чего снимают блок цилиндров. Следующей операцией проводят разборку приводной части. В первую очередь снимают шкив с трансмиссионного вала. После этого снимают крышку станины, через боковые окна станины вынимают пальца крейцкопфов, снимают палец крейцкопфа, снимают крышки сквозную и глухую. Выбивают наружное кольцо одного из подшипников трансмиссионного вала ударом медной кувалды в торец вала, стропят и снимают трансмиссионный вал. После его снятия снимают эксцентриковый вал с его шатунами, для этого снимают со станины торцевые крышки и достают с помощью отжимных болтов стаканы подшипников эксцентрикового вала с наружными кольцами. При этом необходимо подложить доску под шестерню, чтобы вал не опустился слишком низко. После снимают внутренние кольца подшипников с роликами и сепараторами, достают эксцентриковый вал с шатуном. Для снятия шатуна с эксцентриковой цапфы, предварительно нужно достать полукольцевые вкладыши, на которых сидят внутренние кольца подшипников. После этого откручивают болты и гайки крепления станины, стропят станину и снимают ее с рамы.

Следующим пунктом является моющая операция. Все детали моются в моечной ванне и промываются раствором моечного средства «Ламбомид-203».

Все демонтируемые детали укладывают в специальную тару. Это помогает сохранить все детали в целостности и облегчает процесс монтажа оборудования.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.1 Структурная схема сборки (разборки) гидравлической части насоса



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.2 Структурная схема сборки (разборки) приводной части насоса

2.1.3 Дефект деталей и их сортировка

Детали, очищенные от грязи, разобранные для ремонта насоса, поступают на дефектовку, основное назначение которой состоит в определении величины, характера и дальнейшего использования деталей. При дефектовке руководствуются техническими условиями на обработку деталей, согласно которым детали и сборочные единицы должны быть проверены по всем возможным дефектам на основании данных карт технических требований на дефектацию. При обнаружении хотя бы одного неисправного дефекта деталь должна браковаться и дальнейшая ее проверка не производится.

Дефектовка состоит из трех поочередных операций: контроль, сортировка и маркировка.

Контроль деталей производится в определенной последовательности. В начале наружным осмотром выявляют внешние дефекты деталей: изломы, вмятины, трещины, задиры, изгибы. Обстукиванием определяют плотность посадки шпилек и штифтов, наличие трещин.

Размеры и геометрическую форму деталей (валы, штоки, втулки и др.) проверяют как универсальными приборами (линейка, штангенциркуль, микрометр, щуп), так и специальными (штангензубомер, шаблон). Овальность и конусность валов и штоков проверяют штангенциркулем и микрометром.

Износ шатунных втулок, цилиндрической втулки внутреннего диаметра подшипников определяют штангенциркулем, нутро метром, индикатором.

Дефектовка невидимых износов поверхностей деталей производится специальными дефектационными приборами и методами.

В частности эксцентриковый вал контролируют магнитным методом контроля.

Ультразвуковым методом можно контролировать почти все детали насоса: валы, штоки, шатуны, возможен контроль станины.

В условиях «ОЗНПО» в целях качественного контроля за дефектами в деталях создана лаборатория неразрушающего метода контроля (ЛНМК), которая оснащена следующими приборами: дефектоскопы ультразвуковые УД2-12 (3 шт), дефектоскоп ультразвуковой ЕРОСН-3 (1 шт), дефектоскоп порошковый ПМД-70 (2 шт), дефектоскоп порошковый МД-4П (3 шт), толщиномер УТ-93П (4 шт), рентгеновский аппарат МИРА-2Д (1 шт), рентгеновский аппарат ШМЕЛЬ-220 (1 шт).

Результаты дефектации должны быть рассортированы на следующие группы:

- детали, годные без ремонта, цвет маркировки - зеленый;

- детали, годные только при сопряжении с новыми или восстановленными деталями, цвет маркировки - желтый;

- детали, имеющие дефекты и подлежащие восстановлению, цвет маркировки - белый;

- детали, имеющие хотя бы один неисправимый дефект, цвет маркировки - красный.

2.1.4 Сборка насоса

Сборка насоса производится обратно разборке, изменяется только часть приспособлений и добавляется смазка подвижных деталей и покраска, грунтовка поверхностей подлежащих покраске.

При сборке насоса должны быть учтены следующие специальные требования:

- детали клапанов, пальцы крейцкопфов, цилиндровые втулки, поршни, штоки, детали сальных уплотнений, крышки цилиндров и клапанов должны быть взаимозаменяемыми;

- конические поверхности седел клапанов, штоков должны прилегать к сопрягаемым деталям по всей окружности, зазоры не допускаются;

- при сборке насоса установку подшипников на концы эксцентрикового и трансмиссионного валов необходимо производить с предварительным подогревом в масле до 90 С;

- требуемый зазор конических подшипников необходимо отрегулировать прокладками.

Регулировка производится следующим образом: одну из торцевых крышек зажимают болтами до отказа, предварительно положив под нее паронитовую прокладку, затем устанавливают без прокладок торцевую крышку с противоположной стороны вала и зажимают до отказа таким образом, чтобы зазор имел одинаковый размер по всей окружности. Замерив зазор, подбирают набор регулировочных прокладок так, чтобы толщина его была больше имеющегося зазора на 0,02 - 0,30 мм.

После сборки необходимо повернуть эксцентриковый вал за шкив вручную, не менее чем на один полный оборот, чтобы убедиться в правильности сборки и отсутствии посторонних предметов.

2.1.5 Описание оборудования для разборки и сборки насоса НБ-32

Механизация подъемно-транспортных операции при сборке, разборе и ремонта оборудования, в значительной степени облегчает труд и повышает производительность труда.

Мостовой кран применяют для выполнения погрузочно-разгрузочных работ на площадках для хранения оборудования, а так же внутри ремонтно-механического цеха для осуществления подъемных и транспортных операций, для облегчения сборочно-разборочных работ. Краном, грузоподъемность которого 5 тонн, управляет крановщик из кабины, подвешенной к мосту крана.

Электрокар - механизированная безрельсовая тележка электрическим приводом от аккумуляторов, грузоподъемность 5 тонн.

Слесарный верстак - специальный деревянный и металлический стол, оборудованный тисками и выдвижными ящиками для хранения инструмента.

Стеллаж применяют для размещения и промежуточного хранения на рабочем месте деталей, узлов и материалов.

Моечные ванны бывают стационарные и передвижные. Они изготавливаются из листовой стали в виде ящиков с крышкой, на дне расположена сетка.

Специальные приспособления, применяемые при ремонте насоса:

- универсальный гидравлический горизонтальный пресс-станок, предназначен для разборки и сборки узлов, требующих больших усилий для распрессовки и запрессовки деталей;

- винтовой съемник применяют для выпрессовки различных деталей, не требующих больших усилий;

- приспособление для выемки седел (рис. 2.3). Состоит из соединенных между собой осью 3, двух лап 1,5 и ролика 2. Выступающие буртики лапы упираются в торец седла клапана. Между подушкой 6 и роликом 2 забивается клин 4, благодаря чему лапы вместе с седлом получают поступательное движение вертикально вверх;

- приспособление для выемки цилиндровых втулок (рис. 2.4). Корпус 5 с захватами 6 и тягой 4 заводится в цилиндровую втулку (захваты при этом сближаются по направляющим), сжимая пружину 7 и проталкиваются до упора. Захваты под действием пружины расходятся, а выступающие буртики будут упираться в торец цилиндровой втулки;

- приспособление для распрессовки поршня (рис. 2.5). Крепится на шпильках блока цилиндров. Поршень со штоком 2 располагаются внутри корпуса 3. Винт 4 со штоком 5 ввинчивается в корпус до упора

Кроме того, в непосредственном процессе сборки и разборки применяют всевозможные ключи, плоскогубцы, стропы, выколотки, молотки и другие инструменты и приспособления.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.3 приспособление для выемки седел из гидрокоробки. 1-лапа, 2-ролик, 3-ось, 4-клин, 5-лапа, 6-подушка, 7-штырь

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.4 Приспособление для выемки цилиндровых втулок. 1-гайка М24 ГОСТ 2524-70; 2-планка, 3-труба, 4-тяга, 5-корпус, 6-захват, 7-пружина, 8-ось



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.5 Приспособление для распрессовки поршня. 1-вилка, 2-поршень со стоком, 3-корпус, 4-винт, 5-шток

2.1.6 Испытание насоса

После сборки производится испытание отремонтированного насоса, в процессе которого проверяется правильность сборки и пригонки его деталей и узлов, а также осуществляется приработка сопряжений, таких как поршень, стенка цилиндра, зубчатое зацепление.

При испытании проверяют соответствие технических условий следующих параметров и характеристик: величину наибольшей объемной подачи Q_max; величину предельного давления Р_наиб по манометру; величину полезной мощности; температуру корпуса и маслинной ванны насоса и температуру подшипников; уровень звукового давления, путем замера в пяти точках на расстоянии 1 м от наружного контура.

В процессе испытания должно проверяться: правильность работы клапанов (отсутствие стуков, шума, повышенных нагревов, утечки смазки), правильность работы механизмов приводной части (отсутствие стуков), герметичность фланцевых соединений гидравлической части, надежность крепления поршней на штоках и цилиндровых втулок в гидравлическом блоке, правильность действия предохранительного клапана.

Во время работы в холостую и под нагрузкой производится его обкатка. Наружным осмотром определяется комплектность оборудования, степень затяжки крепежных деталей, правильность установки кожухов. Во время пробных пусков оборудования на холостом ходу регулируется затяжка сальников, уплотнений, проверяется поступление масла к точкам смазки.

До начала испытания необходимо соблюсти все правила техники безопасности. Следует провести инструктаж с рабочими, пробный пуск насоса. После этого можно работать с ним. Качественно проведенная обкатка машины способствует хорошей приработке деталей и обеспечивает надежность машины, а также увеличивает срок ее службы.

Длительность обкатки зависит от конструктивных особенностей оборудования и колеблется от 8 до 12 часов, устанавливается техническими требованиями и условиями. После наработки машиной установленных часов, при условии устойчивой работы, все ее механизмы при нормальной температуре масла, допустимом шуме и обеспечении нормальных параметров, указанных выше, машина считается прошедшей испытания и принимается с ремонта. После этого производится оправка и консервирование насоса.

Сдача оборудования из ремонта оформляется актом, а данные о ремонте и результаты испытания записываются в технический паспорт оборудования.

2.1.7 Испытательный стенд

Для обкатки и испытания насоса НБ-32 после капитального ремонта предназначен стенд.

Стенд (рис.2.6.) представляет собой основание 22, сваренное из швеллеров. В основе вмонтирован ходовой винт с рукояткой 21. Винт перемещает подвижную плиту 23. На подвижной плите расположена съемная плита с двигателем 4. На вал двигателя насажен шкив, который соединяется клиновыми ремнями 2 со шкивом двигателя. Ременная передача закрывается кожухом. Для сбора утечек воды и масла имеется поддон 24 со сливной пробкой.

Всасывающий трубопровод 3 соединяется с емкостью 6. Нагнетательный трубопровод 14 соединяется через угловой вентиль 17 с емкостью 6. Управление угловым вентилем осуществляется при помощи штурвала 19. Кнопки управления электродвигателем стенда расположена на щите 20. Для контроля за работой насоса 1, во время его обкатки на нагнетательный трубопровод присоединяют манометр 18 и устанавливают через трехходовой кран 8 мерную емкость 7 со сливным краном 9. Для работы пневмокомпенсатора к нему устанавливают компрессор с приводом 10, который через вентиль давления 11 и рукав закачки компрессора 12 присоединяется к переходнику 16, на котором установлен манометр закачки воздуха 13.

...