Сальниковые уплотнения

В насосах обычно применяют жесткие или эластичные металлические сальниковые уплотнения штоков. Зазоры в этих уплотнениях устанавливают в соответствии с указаниями завода-изготовителя.

Таблица 8

Зазоры в сальниковых уплотнениях

Уплотнения с жесткими элементами величина зазора, мм	Уплотнения с эластичными элементами величина зазора, мм
обозначение зазора	0,05-0,10	обозначение зазора	0,80-1,00

Резьбы ответственных шпилек цилиндров проверяют электромагнитным методом. При обнаружении трещин, а также срыве резьбы шпильки подлежат замене. Геометрия резьб проверяется резьбомером. Шпильки с сорванной резьбой, нарушенной геометрией, подлежатзамене.

Поврежденные резьбы масло-вводов и индикаторных пробок должны быть нарезаны в цилиндре на ближайший большой диаметр с заменой сопрягаемых деталей с соответственно увеличенным диаметром резьбы.

2.3 Испытание насосов

Гидравлическое испытание цилиндра на прочность и плотность производят путем поочередного испытания полостей. Величина пробного давления при гидравлическом испытании цилиндров на прочность определяется заводом-изготовителем, а при отсутствии таких указаний должна быть:

- газовой полости	- 1,5;
- полости водяной рубашки при свободном сливе воды	- 0,3 МПа;
- полости водяной рубашки при закрытом сливе воды	- 1,5,

Цилиндр и полости для воды находятся под пробным давлением в течение 10 мин, после чего давление снижается до рабочего, при котором производится осмотр. Результаты испытаний считаются удовлетворительными, если не обнаружено падения давления по манометру, запотевания, признаков течи, остаточных деформаций. Проверку производят по всем доступным для осмотра местам.

Результаты гидравлического испытания заносят в ремонтный формуляр. Персонал, допускаемый к обслуживанию насосов, должен иметь соответствующую квалификацию и ознакомлен с инструкцией по обслуживанию и эксплуатации поршневых и плунжерных насосов.

Целью испытаний является проверка надежности и работоспособности насосного агрегата. При этом проверяется отсутствие посторонних шумов и стуков, герметичность уплотнений штоков плунжеров, вибрация насоса, напор и производительность, а при необходимости - потребляемая мощность и к.п.д. Испытания проводят на месте установки насоса.

При испытании на герметичность должны отсутствовать утечки жидкости в узлах уплотнений насоса. Обнаруженные неисправности устраняются ремонтным персоналом. Испытание под рабочим давлением проводит эксплуатационный персонал.

Персонал, допускаемый к обслуживанию насосов должен иметь соответствующую квалификацию и ознакомлен с инструкцией по обслуживанию и эксплуатации поршневых и плунжерных насосов.

При испытании на герметичность должны отсутствовать утечки жидкости в узлах уплотнений насоса. Обнаруженные неисправности устраняются ремонтным персоналом. Испытание под рабочим давлением проводит эксплуатационный персонал.

- убрать с насосного агрегата и вокруг него посторонние предметы, снять заглушки на трубопроводах обвязки насоса;

- проверить герметичность разъемных соединений насоса и трубопроводов, а также уплотнений подвижных узлов;

- проверить готовность к работе смазочной системы, подать масло на трущиеся поверхности;

- перед пуском насоса после его ремонта или разборки следует убедиться в том, что внутри цилиндров и золотников коробок не оставлены посторонние предметы и движению поршней ничего не препятствует, для чего продвинуть поршни 2-3 раза в крайние положения при открытых дренажных вентилях;

- проверить поступление воды на охлаждение сальников и масла в холодильник (у горячих насосов), исправность основных и вспомогательных трубопроводов;

- проверить наличие и исправность контрольно- измерительных приборов, ограждений, состояние крепления полумуфт электроприводных насосов и фундаментных болтов;

- открыть задвижки на нагнетательном и всасывающем трубопроводах. При наличии у насоса байпасной линии, соединяющий нагнетательный и всасывающий трубопроводы, пуск насоса проводят при закрытой задвижке на нагнетательном трубопроводе и открытом вентиле (задвижке) на байпасной линии, т.е. насос в период пуска работает на рециркуляцию, что уменьшает перегрузки привода насоса;

- если насос работает с большой высотой всасывания, заполнить рабочие камеры и всасывающий трубопровод гидравлической части перекачиваемой жидкостью;

- открыть вентиль на паровыпускной трубе и продувочные краны паровых цилиндров;

- насосы, перекачивающие жидкость с температурой выше 100°С (ниже 15°С, сжиженные газы с температурой ниже температуры окружающего воздуха), необходимо перед пуском прогреть (охладить). Прогрев (охлаждение) производится циркуляцией перекачиваемой жидкости через корпус, равномерно повышая (понижая) температуру не более 200"С в час. Охлаждение насосов, перекачивающих сжиженные газы с температурой ниже окружающей, производится за счет испарения перекачиваемого продукта в корпусе насоса.

Целью испытаний является проверка надежности и работоспособности насосного агрегата. При этом проверяется отсутствие посторонних шумов и стуков, герметичность уплотнений штоков плунжеров, вибрация насоса, температура подшипников и электродвигателя, напор и производительность, а при необходимости - потребляемая мощность и к.п.д. Испытания проводят на месте установки насоса. Испытания насоса проводят в следующей последовательности:

- испытание на герметичность соединений под рабочим давлением водой или другими некоррозионными, неядовитыми, невзрывоопасными невязкими жидкостями;

- испытание под рабочим давлением при работе насоса на циркуляцию, а затем в схеме установки.

При испытании на герметичность должны отсутствовать утечки жидкости в узлах уплотнений насоса. Обнаруженные неисправности устраняются ремонтным персоналом. Испытание под рабочим давлением проводит эксплуатационный персонал. Продолжительность испытаний насосов на циркуляцию 10-15 минут и в схеме установки не менее 4 часов.

Пуск и остановку насоса во время испытаний проводить согласно инструкции завода изготовителя и производственных инструкций предприятия. Во время испытаний все отсчеты (напор, подача, число оборотов или ходов и т.д.) нужно снимать при установившемся режиме. При колебании показаний приборов необходимо в течение равных интервалов проводить отсчеты и брать среднее их значение. При испытании насоса под рабочей нагрузкой:

- в соединениях насоса не должно быть посторонних шумов и стуков;

- температура подшипников должна соответствовать;

- напор и производительность должны удовлетворять требованиям технологического процесса и быть в пределах паспортных данных завода.

3. Расчётная часть

3.1 Расчет фланцевого соединения

Фланец воротниковый приварной встык. ГОСТ 12821-05. = 100 мм при = 2,0 МПа

Рисунок 13 - Схема к расчету фланца

Марка стали фланца 09Г2С ГОСТ 19281-05.

Марка стали шпилек 35Х (ГОСТ 4543-71)

Температура расчётная tєС = 170єС

Прибавка для компенсации коррозии

Таблица 9

Расчетные параметры

								b
250 мм	94 мм	200 мм	151 мм	140 мм	110 мм	М 24	8	29 мм	77 мм	32 мм
0,25 м	0,094 м	0,2 м	0,151 м	0,14 м	0,11 м			0,029 м	0,077 м	0,032 м

Расчёт ведётся по определённому состоянию - при монтаже.

Болтовая нагрузка в условиях монтажа

= max (1)

Где F - внешняя осевая растягивающая ( + ) или сжимающая ( - ) сила, Н

М - внешний изгибающий момент, МН/м²

- допускаемое напряжение материала болтов при 20єС, МПа

- минимальное давление обжатия прокладки. Для сред с высокой проникающей способностью (жидкий пропан - растворитель) = 35 МПа

- расчётная площадь поперечного сечения болта, мм²

- равнодействующая внутреннего давления, МН

- реакция прокладки, МН

- коэффициент жёсткости фланцевого соединения

- эффективная ширина прокладки, мм

Так как фланец работает в условиях повышенного давления и температуры, по правилам Госгортехнадзора дополнительные нагрузки и изгибающие моменты не допускаются, поэтому F = 0, М = 0

Средний диаметр прокладки

= + (2)

= + 0,094 = 0,123 м

Равнодействующая внутреннего давления

=

= = 0,053 МН

Реакция прокладки

= р····

- эффективная ширина прокладки

= (5)

= = 0,03 м

При > 0,015 м = 0,12· (6)

= 0,12· = 0,02 м

Материал для прокладки паронит толщиной 1 мм толщина прокладки 3 мм

= 2,5 - коэффициент, зависящий от материала и конструкции

= р····

= 3,14 · 0,053 · 0,02 · 2,5 · 4,5 = 0,037 МН

Коэффициент жёсткости фланцевого соединения при стыковке фланцев одинаковой конструкции

=

Линейная податливость прокладки (неметаллической)

= ,

Где = 1

= 1 - коэффициент обжатия прокладки (для паронита)

= 0,002 м - высота (толщина) прокладки

= 2000 МПа - модуль упругости материала

= (8)

= = 0,000087

Угловая податливость фланца

= ,

Где н и - безразмерные параметры

н = (10)

= ; (11)

и - коэффициенты, определяемы по формулам

= 1,28·

Е - модуль упругости материала фланца

= 1,28 · = 0,544

= = 2,2

Эквивалентная толщина втулки

 = ·

Высота втулки

= - b = 0,077 - 0,029 = 0,048 м

= = (13)

= = 2,88

= ·

= · = 0,013 м (14)

= (15)

= = 0,914

н = (16)

н = = 0,221

=

= = 0,204

Линейная податливость болтов

= ,

Где - модуль упругости материала

- расчётная длина болта

расчётная площадь поперечного сечения

= 2·h + 0,03 + 2·0,7· + 0,006 = 2 · 0,032 + 0,03 + 2 · 0,7 · 0,024 + 0,006

= 0,134 м

и - температура фланца, болтов

= 0,96·t , = 0.95·t

= 0,96·t = 0,96 · 170 = 163,2єС

= 0.95·t = 0,95 · 170 = 161,5єС

= 1,97·МПа

=

= 0,00028

Коэффициент жёсткости фланцевого соединения

= (20)

= = 0,12

= max

Принимаем = 0,135 МН

Болтовая нагрузка в рабочих условиях

= ·(1 - )·( F) +

- усилие, возникающее от температурных деформаций

=

- коэффициент линейного расширения материала фланцев и болтов

= 12,2 · 2·м/^оС

= 13,3·

= = - 8,37·МН

При < 0 должно выполняться условие

· · - >, (23)

Где - допускаемое напряжение для материала болтов при расчётной температуре для = 161,5єС 225 МПа

225 · 8 · 0,0003 - = 0,539

= ·(1 - )·( F) +

= 0,135 + (1 - 0,12) · 0,053 - 8,37· = 0,181 МН

Условия прочности болтов

МПа

230МПа, 225МПа

Условие выполняется

Условие прочности неметаллической прокладки

, (25)

= max

= = 0,181 МН

= 15,1 МПа 130 МПа

Условие выполняется

Условие прочности втулки фланца для сечения, ограниченного размером = 0,023 м

(26)

Максимальное напряжение в сечении, ограниченном размером

= (27)

(28)

Где и - безразмерные параметры

= (29)

- приведённый изгибающий момент, вычисляемый из условия

= max (30)

Максимальное напряжение в кольце фланца

= · (31)

= =1,284

= max

= max = 0,0074 МНм

20 · 0,023 = 0,46

0,094 0,46

0,094 <0,46 и = 1

= 0,117 м

= = 50 МПа

Максимальное напряжение в кольце фланца

= · (32)

= · =1,02·МПа

Допускаемое напряжение для фланца в сечении принимается равным пределу текучести материала фланца, то есть =

= = 222 МПа

(33) = = 88,3 МПа

88,3 222МПа

Условие выполняется

Условие герметичности фланцевого соединения определяется углом поворота фланца

= · (34)

- допускаемый угол поворота фланца, принимаемый для приварных встык фланцев = 0,009 рад. при 2000 мм

= · (35)

= · = 51,8· · 2,94 = 0,0015 рад.

0,0015 0,009

Условие выполняется

3.2 Расчет толщины стенки патрубка

S = +c₁+c₂ =+2+3 = 1,22 + 0,78 +2 + 2 = 6 мм = 0,006 м,

Где S₀- фактическая толщина штуцера;

P - рабочее давление, МПа

C₁ - прибавка на коррозию, мм

C₂ - прибавка на эрозию, мм

у - нормативное допускаемое напряжение стали, МПа

3.3 Расчет стропа

Расчёт размеров заготовки штуцера

D_н = D_в + 2S₀ = 200 + 2·6 = 200 + 12 = 212 мм = 0,212 м,

Где D_н- наружный диаметр штуцера;

L_т = р(D_в +S_ф +)-b₁+b₂+С, (1)

Где a = 0,01·D_в - допуск на овальность;

S_ф - толщина стенки штуцера;

b₁ = 2,5 мм - зазор между кромками;

b₂ = 2,0мм- припуск на обработку кромок;

L_т- длина заготовки штуцера;

С = 2 мм - прибавка на коррозию

L_т = 3,14(200+ 6 +) - 2+2,5+2 = 652,5 мм = 0,6525 м,

Расчёт массы штуцера

V = L·H·S = 625,5·200·6 = 750600 мм³ = 0,0007506 м³,

где V - объём металла штуцера;

m = V · =0,000780072·7850 = 5,9 кг

= 7850 - плотность стали;

m - масса штуцера

Расчёт стропа

Усилие, воспринимаемое стропами

P = mg = 5,9·9,81 = 57,9 H,

Где g = 9,81 Н/с² - ускорение свободного падения.

Количество ветвей в стропе n = 4

Усилие, воспринимаемое одной ветвью от массы груза

P₁= (2)

P₁ = = 27,57 H = 0,02757 кН

Канат двойной свивки типа ЛК-РО конструкции 6Ч36(1+7+7/7+14) +1 о.с. (органически сердечник)

S _max · n_к? S _разр. (3)

Где n _к = 6 - коэффициент запаса прочности.

Разрывное усилие каната в целом, не менее S_разр. = 116,5 кН

0,02757 6 ? 116,5кН

0,1655 ? 116,5 кН

Условие прочности выполняется.

Диаметр каната подбирают по ГОСТу на канаты в соответствии с соотношением

S_max·n_к ? S_разр.,

где S_max - максимальное рабочее усилие ветви каната, определённое без учёта динамической нагрузки;

S_разр.- разрывное усилие каната в целом, принимаемое по таблицам соответствующих ГОСТов на канаты в зависимости от типа и конструкции каната. Его диаметра и временного сопротивления разрыву;

n_к - коэффициент запаса прочности, принимаемый по данным правил Госгортехнадзора в зависимости от назначения каната и группы режима работы механизма.

Нормы отбраковки канатов, оттяжек и тяг:

- тип и конструкція каната - ЛК-РО 6(число прядей) Ч 36 (число проволок в пряди)+7Ч7 по ГОСТ 7669-80;

- допускаемое число обрывов на шаге свивки - 7;

- допускаемое уменьшение диаметра проволок в следствие износа или коррозии - 10%.

3.4 Расчет штока

Расчетные данные:

Р = 4 МПа - внутреннее давление

D = 230 мм = 0,23м - внутренний диаметр поршня

F = = = 0,00785м²

Усилие, воспринимаемое стропами

P = p (1)

P = 40,00785 = 0,0314 МН

d² = (2)

D = =0,02 м = 20 мм

4. Промышленная безопасность и устранение производственных инцидентов

4.1 Характеристики видов опасности на производстве

Взрывоопасная зона- помещение или ограниченное пространство в помещении или наружной установке, в котором имеются или могут образоваться взрывоопасные смеси.

При определении взрывоопасных зон принимается:

- взрывоопасная зона занимает весь объем помещения. Если объем взрывоопасной смеси превышает 5% свободного объема помещения;

- взрывоопасной считается зона в помещении в пределах5 м по горизонтали и вертикали от технологического аппарата, из которого возможно выделение горючих газов или паров легко воспламеняющейся жидкости, если объем взрывоопасной смеси равен или менее 5% свободного объема помещения. Если нет других факторов, создающих в нем взрывоопасность.

Для наружных взрывоопасных установок взрывоопасная зона считается:

- до 0,5 м от проемов за наружными ограждающими конструкциями помещений с взрывоопасными зонами классов В-1, В-1а в-11;

- до 3 м от закрытого технологического аппарата, содержащего горючие газы и ЛВЖ; от вытяжного вентилятора, установленного на улице и обслуживающего помещения с взрывоопасными зонами любого класса;

свыше 700 мм - 1% от - до 5 м от устройства выброса из предохранительных и дыхательных клапанов емкостей и технологических аппаратов, содержащих ЛВЖ; от расположенных на ограждающих конструкциях зданий устройств для выброса воздуха из систем вытяжной вентиляции помещений с взрывоопасными зонами любого класса;

- до 8 м от резервуаров с ЛВЖ или горючими газами, а при наличии обвалования - в пределах всей площади обвалования;

- до 20 м от места открытого слива и налива для эстакад с открытым сливом и наливом ЛВЖ;

- эстакады с закрытыми сливо-наливочными устройствами, эстакады и опоры под трубопроводы для ЛВЖ не относятся к взрывоопасным, за исключением зон в пределах до 3 м по горизонтали и вертикали от запорной арматуры и фланцевых соединений трубопроводов, в пределах которых, электрооборудование должно быть взрывозащищенным.

4.2 Способы предупреждения и устранения аварийных ситуаций

В технологических регламентах должны быть разработаны условия безопасного пуска и эксплуатации нефтеперерабатывающих производств. В том числе и при отрицательных температурах воздуха.

Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи и противоаварийной защиты должны подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:

- технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы - перед началом каждой смены и в течение смены не реже, чем через каждые 2 часа, операторами, машинистом, старшим по смене;

- средства контроля, управления, исполнительные механизмы, ПАЗ, средства сигнализации и связи - не реже одного раза в сутки работниками службы КИПи А;

- вентиляционные системы - перед каждой сменой старшим по смене;

- средства пожаротушения - перед началом каждой смены старшим по смене;

- автоматические системы пожаротушения - не реже одного раза в месяц специально назначенными лицами совместно с работниками пожарной охраны.

Результаты осмотров должны заноситься в журнал приема и сдачи смен.

Для каждого взрывопожароопасного объекта должен быть разработан план локализации аварийных ситуаций, в котором, с учетом специфических условий подразделения, предусматриваются необходимые меры и действия персонала по предупреждению аварийных ситуаций, а в случае их возникновения - по локализации исключению отравлений, загораний, взрывов, максимальному снижению, тяжести их последствий.

План локализации аварийных ситуаций предусматривает средства оповещения об аварии всех находящихся на территории предприятия лиц и меры, исключающие образования источников зажигания в обозначенных соответствующими табличками зонами.

Знание ПЛАС должно проверяться при аттестации, а практические навыки - во время учебно-тренировочных занятий, проводимых по графику, утвержденному главным инженером предприятия.

На взрывопожароопасных производствах запрещается проведение опытных работ по отработке новых технологий без специального разрешения Госгортехнадзора России. Сброс газов от предохранительных клапанов должен осуществляться в соответствии с требованиями действующих Правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем.

Запорные, отсекающие и предохранительные устройства, устанавливаемые на нагнетательной и всасывающей линиях насосов или компрессоров, должны находиться в удобной и доступной для обслуживания зоне.

Места расположения предохранительных клапанов должны быть оборудованы площадками, обеспечивающими удобство их обслуживания.

Перед пуском установки должна быть проверена работоспособность всех систем энергообеспечения.

Остаточное содержание кислорода после продувки оборудования и трубопроводов инертным газом перед пуском и после ремонта со вскрытием не должно превышать 1% объемный.

Все операции по приготовлению реагентов должны быть механизированы. Ручной труд должен быть исключен.

Не допускается установка фланцев на трубопроводах над местами прохода людей и проезда транспорта. Обвязка насосов, перекачивающих горячие среды, должна быть выполнена так, чтобы резервный насос находился в прогретом состоянии.

При выборе насосов должна осуществляться следующая система резервирования:

Для ниже перечисленных насосов следует принимать 100% резерв, если требуется производительность, обеспечиваемая одним насосом, и 50% резерв, если производительность обеспечивается двумя и более насосами:

- подача сырья на технологическую установку;

- подача сырья в самой установке;

- подача орошения в ректификационную колонну, абсорбента в абсорбер и т.п.

- циркуляция теплоносителя;

- непрерывная откачка продукта с низа ректификационной колонны, абсорбера, емкости и т.п.

- подача продукта в змеевики трубчатых печей.

- подача топлива к трубчатым печам.

Ответственность за выполнение правил и инструкций пожарной безопасности несет начальник установки.

Для производства ремонтных работ в открытых насосных должны предусматриваться передвижные агрегаты для обогрева рабочих мест.

Разогрев замерзших трубопроводов производит только паром и горячей водой. При обогреве дренажи и вентили должны быть закрыты.

Во избежание застывания, перекачку вязких жидкостей вести непрерывно, а при прекращении движения жидкости - систему промыть промывочной жидкостью. Следует усилить контроль за тупиковыми участками.

Насосы

Устройство и эксплуатация насосов должны соответствовать Общим техническим условиям по ремонту центробежных насосов, ГОСТ28158 и ОСТ26-06-2014.

На нагнетательных трубопроводах между насосом и отключающей задвижкой должен быть установлен обратный клапан.

Удаление остатков продуктов из трубопроводов. Насосов и другого оборудования, расположенного в насосной, должно производиться по закрытым коммуникациям за пределы насосной: жидких в специально предназначенную емкость, а паров и газов - на факел.

В насосных на трубопроводах должно быть указано направление движения потоков, на оборудовании - номера позиций по технологической схеме, а на двигателях - направление вращения ротора.

Пускать в работу и эксплуатировать центробежные насосы при отсутствии ограждения на муфте запрещается.

Насосное оборудование должно содержаться в чистоте.

При кратковременном ремонте на закрытых задвижках должны быть повешены таблички: «Не открывать! Работают люди». Электродвигатель должен быть обесточен и вывешена табличка «Не включать! Работают люди».

Ремонт горячего насоса можно начинать после того, как температура снизилась до 40^оС.

Работы выполнять в защитных очках и рукавицах.

5. Техника безопасности при эксплуатации насоса. Охрана окружающей среды

5.1 Техника безопасности при эксплуатации насоса

Лица, не имеющие удостоверения о сдаче такого экзамена, к работе с насосными установками не допускаются.

К насосу должен быть обеспечен свободный доступ для осмотра и обслуживания его. Движущиеся части установки необходимо оградить специальными съемными кожухами. Все углубления в помещении насосной станции, переходы и мостики должны иметь перила высотой не менее 1 м.

Перед пуском насоса машинист обязан убедиться в исправности оборудования и его соответствии инструкции по обслуживанию данного типа насосного оборудования.

Не допускается проводить никаких ремонтных работ на действующей насосной установке.

Освещение насосной станции должно быть достаточным для безопасного обслуживания агрегатов.

Должна быть предусмотрена защита от возможного воздействия электрического тока.

Горючие и легковоспламеняющиеся жидкости в силу повышенной опасности возгорания и способности к легкому созданию взрывоопасных смесей с воздухом требуют для транспортировки по трубопроводам и закачки в емкости особого насосного оборудования. Так же эти насосы должны иметь специальное оборудование для управления ими. Так насос или группа насосов должны быть оборудованы дистанционным управлением, т. е. должна быть предусмотрена возможность как включения, так и отключения таких насосов на расстоянии (управление должно проводиться с места, защищенного от взрыва и огня, в случае возникновения аварийной ситуации).

В обязательном порядке такие насосы оснащаются автоматическими системами блокировки, предотвращающими включение системы перекачки жидкости в случае отсутствия рабочей жидкости внутри системы. Кроме того, такие насосы также должны быть оснащены системами предупредительной сигнализации, предупреждающей о выходе насосов на режимы работы, опасные для безопасной эксплуатации.

Для перекачивания легковоспламеняющихся жидкостей рекомендуется применение центробежных бессальниковых насосов с двойной торцевой системой уплотнения. И только в случаях, рекомендованных проектировщиками, с одинарной торцевой системой. А вот в случае необходимости перекачки сжиженных углеводородных газов применяют центробежные герметичные насосы (бессальниковые). Для тех насосов, которые предназначены для подачи к торцевым уплотнениям масла, проектируется применение специального блокировочного устройства, включающего в аварийных ситуациях резервный насос. Таким образом, даже при возникновении аварийных ситуаций подача масла к торцевым уплотнениям системы не будет прерываться.

Для центробежных насосов при использовании их для нагнетания горючих и легковоспламеняющихся жидкостей обязательно оснащение их обратным клапаном. Корпусы таких насосов должны заземляться вне зависимости от заземления корпусов вращающих данные насосы электрических двигателей.

Все насосы до момента принятия системы в эксплуатацию должны быть оснащены соответствующими дренажными устройствами. Дренируемый продукт по закрытому трубопроводу направляется в систему утилизации такого продукта закрытого типа.

В случае необходимости освобождения насосов от перекачиваемых продуктов должно быть конструктивно обеспечено сбрасывание данных продуктов. Жидкие продукты по трубопроводам должны быть отведены в специально предназначенные для этого емкости, а пары или газообразные продукты утилизируются на свече или в факеле.

5.2 Охрана труда

Задача промышленной санитарии - предотвращение воздействия на работающих вредных производственных факторов.

Соблюдение норм и правил промышленной санитарии на предприятии является обязанностью администрации каждого производственного отделения.

Вентиляция производственных помещений

ГОСТ 12.3.002 на производственные процессы устанавливает необходимость обеспечения безопасности путем выбора соответствующих производственных помещений или открытых площадок, правильным размещением оборудования и организацией рабочих мест.

ГОСТ 12.3.003 «Оборудование производственное» предусматривает такие условия, при которых в процессе эксплуатации производственного оборудования выбросы вредных веществ в окружающую среду не превышают ПДК. Помещения должны быть оборудованы вентиляцией, в том числе аварийной.

Вентиляционные системы должны быстро удалять вредные вещества, внезапно появившиеся в воздухе.

Количество воздуха должно быть таким, чтобы концентрация взрывоопасных газов и паров не превышала 5% нижнего предела взрываемости и чтобы обеспечивались минимальные нормы воздуха на одного человека, т.е. не менее 20 м³/ч.

Кратность воздухообмена для аварийной вентиляции не менее восьмикратного.

Вредные вещества должны отсасываться непосредственно с поверхности оборудования зондами или приемными коллекторами - боковыми отсосами.

Для взрыво- и пожароопасных производств оборудование систем вентиляции, кондиционирования и воздушного отопления необходимо устанавливать в изолированных помещениях.

Производственное освещение

Во всех производственных помещениях должно быть предусмотрено рабочее и аварийное освещение. Нормы освещения и тип предусмотрены СНиП 11-4.

Светильники искусственного освещения должны быть расположены так, чтобы обеспечивалась надежность крепления, безопасность обслуживания и требуемая освещенность. Аварийное освещение должно обеспечивать наблюдение за работой при внезапном отключении рабочего освещения. Оно должно быть не менее 2 лк в помещении и не менее 1 лк на территории предприятия. Наименьшая освещенность лестниц в помещении - 0,5 лк, на открытой территории - 0,2 лк.

Для внутреннего освещения аппаратов во время их осмотра и ремонта следует применять переносные светильники во взрывозащищенном исполнении напряжением не более 12В, защищенные металлической сеткой.

Защита от шума

Допустимые параметры шума в производственных условиях определяются ГОСТом 12.003.

Зона с уровнем звука более 85 дБА должна быть обозначена знаками безопасности. В таких зонах можно работать только в средствах индивидуальной защиты. Интенсивность распространения звука можно уменьшить установкой звукоизолирующих преград, устройством звукопоглощающих облицовок.

Защита от вибрации

Вибрация вызывает нарушение физиологических функций организма. Вибробезопасные условия труда обеспечиваются применением средств виброзащиты, поддержанием технического состояния машин на уровне, предусмотренном нормативно-технической документацией, режимом труда, регулирующем длительность воздействия вибрации на работающих.

5.3 Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации и переработки

Нефтеперерабатывающие заводы как источник загрязнения среды

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) относятся к промышленным предприятиям с высоким уровнем потребления воды как свежей, так и оборотной. Они обычно размещаются у водоемов, используемых для разных целей, в том числе и для нужд населения. Это делает проблему охраны водных ресурсов от загрязнения отходами нефтеперерабатывающей промышленности особенно актуальной. Кроме того, НПЗ являются источником загрязнения атмосферного воздуха. Даже на современных крупных предприятиях в год в атмосферу выделяются десятки тысяч тонн углеводородов, оксидов углерода и диоксида серы, тысячи тонн сероводорода, которые распространяются на большие расстояния от заводов.

Современные НПЗ делятся на топливные и топливно-масляные или топливные и топливно-масляные с нефтехимическим производством. Технология переработки нефти и имеющиеся в ней различия, в зависимости от профиля производства, глубина переработки нефти и ассортимент конечных продуктов вместе определяют и состав отходов завода.

Основные технологические процессы переработки нефти включают подготовку нефти, ее обезвоживание и обессоливание, атмосферную и вакуумную перегонку, деструктивную переработку (крекинг, гидрогенизацию, изомеризацию), равно как и очистку светлых продуктов, получение и очистку масел.

Расход воды для производственных целей и объем сточных вод возрастают с глубиной переработки нефти. Содержание же различных загрязняющих веществ в сточных водах определяется качеством перерабатываемой нефти, технологии ее переработки и качеством конечных продуктов производства. Наибольший расход воды отмечается на стадии подготовки нефти, в процессе ее обезвоживания и обессоливания.

Объем и качество потребляемой в технологическом процессе воды и состав отводимых в открытые водоемы сточных вод зависят не только от технологии производства и вида выпускаемой продукции, но и от уровня технического оснащения предприятия, внутри- и внезаводских очистных сооружений и установок. Особенностью предприятий нефтеперерабатывающей промышленности является то, что сточные воды образуются, как правило, не от изолированных производственных процессов или агрегатов, а являются совокупностью потоков, собираемых от предприятия в целом.

В связи с этим эффективными являются технологические мероприятия, существенно изменяющие не только качественный состав сточных вод, но и их объем. Так, заменяя при обезвоживании нефти анионоактивные ПАВ на неионогенные, в несколько десятков раз снижают концентрацию нефти в сточных водах после установок электрообессоливания. В результате повторного использования воды II ступени обессоливания нефти на I ступени сокращается на 4-6% объем сточных вод второй системы промышленной канализации. За счет организации раздельных канализационных систем удается возвращать в систему оборотного водоснабжения до 97-98% воды.

Из перспективных технологических мероприятий, внедряемых на НПЗ в настоящее время и закладываемых в проекты строительства новых и реконструкции старых предприятий, в первую очередь называют освоение агрегатов большой мощности и использование в оборотных системах биохимически очищенных сточных вод. Внедрение новых технологических решений сопровождается высоким экономическим эффектом за счет лучшего применения сырьевых ресурсов, большего выхода продукции, расширения ее ассортимента. Во многих случаях это одновременно решает и проблему охраны окружающей среды.

Производственные сточные воды на НПЗ

Они образуются практически на всех технологических установках. В зависимости от источников образования их подразделяют на следующие виды:

- нейтральные нефтесодержащие сточные воды составляют основную часть воды первой системы промышленно-ливневой канализации. К ним относятся сточные воды, получающиеся при конденсации, охлаждении и водной промывке нефтепродуктов, после очистки аппаратуры, смыва полов в производственных помещениях, от охлаждения втулок сальников насосов, дренажные воды из лотков технологических аппаратов, а также ливневые воды с площадок технологических установок. В этих водах нефть присутствует преимущественно в виде эмульсии. Ее концентрация достигает 5-8 г/л, а общее содержание солей - 700-1500 мг/л. Сравнительно невысокое количество солей позволяет использовать сточные воды (после действующей очистки) для пополнения систем оборотного водоснабжения;

- солесодержащие сточные воды с высокой концентрацией эмульгированной нефти и большим количеством растворенных солей, в основном NaCI, поступают от электрообессоливающих установок и сырьевых парков. К ним также относятся дождевые воды с территории указанных объектов. Предельно допустимое содержание нефтепродуктов в них не должно превышать 10 г/л. Исследования таких стоков показывают, что содержание нефти в отдельных пробах может доходить до 30г/л, что связано с герметичностью технологического оборудовании и дефектами в эксплуатации. Содержание солей в водах этой группы зависит главным образом от качества нефтей, поступающих на завод;

- сернисто-щелочные сточные воды получаются от защелачивания светлых нефтепродуктов и сжиженных газов. В процессе щелочной очистки из нефтепродуктов удаляются главным образом сероводород Н₂S, меркаптаны RSH, фенолыC₆H₅OH и нафтеновые кислоты. Состав сернисто-щелочных сточных вод этой категории должен соответствовать определенным технологическим требованиям, однако он отличается от установленных нормативов. Периодичность сброса отработанных щелочей в сернисто-щелочную канализацию на различных заводах колеблется от нескольких до 45 дней в зависимости от типа технологических установок и их мощности, принятого режима переработки нефти, качества получаемого исходного сырья, схемы защелачивания, гидравлической нагрузки на щелочные отстойники и ряда других факторов. Среднесуточный сброс этих вод колеблется от 0,0009 до 0,0019 м3 на 1 т перерабатываемой нефти;

- кислые сточные воды от цеха регенерации серной кислоты образуются в результате неплотностей соединений в аппаратуре, а также потерь кислоты из-за коррозии аппаратуры. Они содержат в своем составе до 1 г/л серной кислоты.

- сероводородсодержащие сточные воды поступают в основном от барометрических конденсаторов смешения, а при их замене на поверхностные объем этих вод сокращается в 40-50 раз. Кроме указанных вод сероводород содержится и в так называемых технологических конденсатах установок каталитического крекинга, замедленного коксования, гидроочистки и гидрокрекинга, но в этих сточных водах помимо сероводородаH₂S присутствуют фенол C₆H₅OH и аммиак NH₃. При объединении НПЗ и нефтехимических производств появляются еще и сточные воды, загрязненные продуктами нефтехимического синтеза. Их состав обусловлен видом получаемой продукции. Из других источников образования сточных вод следует отметить сточные воды от смесительных установок и эстакад по наливу «этилированных» бензинов, в которых содержится до 10 мг/л нефтепродуктов и тетраэтилсвинец(CH₅)₄Pb. Таким образом, в сточные воды НПЗ попадает большое количество органических веществ, из которых наиболее значимы конечные и промежуточные продукты перегонки нефти, сама нефть, нафтеновые кислоты и их соли, деэмульгаторы, смолы, фенолы, бензол, толуол. В сточных водах содержатся также песок, частицы глины, кислоты и их соли, щелочи.

Приведенные данные показывают, что содержание отдельных соединений в сточных водах колеблется в широких пределах, например, для фенолов и нефти в сернисто-щелочных сточных водах. Наиболее опасным для биологических очистных сооружений и водоемов являются сульфиды и сульфогидраты, присутствие которых в воде водоемов хозяйственно-питьевого, рыбохозяйственного и культурно-бытового водопользования не допускается вовсе.

Нефть и нефтепродукты в производственных сточных водах содержатся в растворенном, коллоидном или эмульгированном состоянии. Большинство растворенных в воде органических веществ, как правило, определяются суммарно через биохимическое потребление кислорода пробой воды. Общее количество сточных вод, образующихся на НПЗ, зависит от ряда факторов, важнейшим из которых является продувка систем оборотного водоснабжения.

Источники выбросов НПЗ в атмосферный воздух

Среди загрязнений воздушной среды выбросами НПЗ (сероводород, сернистый газ, оксиды азота, оксид углерода, углеводороды и другие токсичные вещества) основными являются углеводороды и сернистый газ. Степень загрязнения заводом воздушной среды, зависит от применяемой техники и технологии, а также от масштабов переработки нефти.

По содержанию серы нефти условно классифицируют на малосернистые (до 0,5%), сернистые (до 2%) и высокосернистые (свыше 2%). Рост добычи и поступление в переработку сернистых и высокосернистых нефтей ухудшают качественные показатели нефтепродуктов, ведут к повышенной коррозии и преждевременному износу трубопроводов, арматуры, к сверхнормативным простоям установок, сокращению межремонтных циклов, значительным затратам на текущий и капитальный ремонт, увеличению загрязненности, образованию накипи в теплообменных аппаратах и прогоранию печных труб. При переработке высокосернистых нефтей и получении из них нефтепродуктов с малым содержанием серы усложняются технологические схемы заводов, уменьшается выход светлых нефтепродуктов, требуется более глубокая их очистка и облагораживание.

Но самыми крупными источниками загрязнения атмосферного воздуха являются заводские резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов при обычном атмосферном давлении. Выброс осуществляется через специальные «дыхательные» клапаны при небольшом избыточном давлении паров нефтепродукта или при вакууме в резервуаре, а также через открытые люки и возможные неплотности в кровле резервуара. Особенно увеличивается выброс при заполнении резервуара нефтью или нефтепродуктом, в результате чего из газового пространства вытесняются в атмосферу, как правило пары легких компонентов нефтей. Дополнительная загазованность атмосферы происходит и при нарушении герметичности резервуаров за счет коррозии крыши, если переработке подвергаются сернистые нефти. При негерметичной крыше резервуара происходит «выветривание» газового пространства: более тяжелые пары продукта выходят снизу, а воздух в таком же объеме выходит сверху. При наличии ветра потери от вентиляции газового пространства увеличиваются во много раз, отмечается загрязнение большой территории.

Заключение

На крупнотоннажных производства непрерывного действия возрастают требования к надежности и безаварийности оборудования, созданию безопасной работы обслуживающего персонала. Большую и ответственную роль в улучшении качества технического обслуживания оборудования, совершенствовании технологии ремонта, повышении квалификации обслуживающего и ремонтного персонала играют ремонтные службы предприятий.

Применяемая на предприятии система технического обслуживания и ремонта оборудования при правильной организации, высокой квалификации обслуживающего и ремонтного персонала должна обеспечить поддержание оборудования в работоспособном состоянии и предотвращение неожиданного выхода его из строя, аварий и возможного травматизма работников.

Перекачка жидких продуктов является одной из основных операций, осуществляемых в технологических процессах нефтеперерабатывающей промышленности. Перекачка осуществляется с помощью насосов. Основные типы насосов - центробежные. Они составляют основную часть насосного хозяйства НПЗ.

Насосы необходимо использовать строго в соответствии с назначением и производственно-техническими характеристиками.

Эксплуатационный персонал должен соблюдать нормальный режим насосных агрегатов, содержать в чистоте, постоянно следить за техническим состоянием, своевременно выявлять и устранять неисправности.

Техническое обслуживание - это комплекс работ для поддержания работоспособности оборудования между ремонтами.

Техническое обслуживание бывает ежесменное и периодическое.

Ремонт оборудования - это комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности оборудования и восстановлению ресурсов оборудования.

Виды ремонтов: текущий, средний, капитальный.

Для насосов, перекачивающих нефтепродукты рекомендованное время между ремонтами:

Текущие - 2200…3300 ч

Средние - 8640…9720 ч

Капитальные - 34560…38800 ч

Централизация и специализация ремонтных работ позволяют улучшить организацию и технологию этих процессов, механизировать значительную часть трудоемких работ, внедрить наиболее совершенную технику, а также новые формы системы управления. Внутризаводская централизация ремонтно-механической службы предприятий по отрасли составляет 70%. Основным условием специализации ремонта отдельных видов оборудования является концентрация на одном предприятии значительного объема ремонта однотипного оборудования. Ремонтный персонал сосредоточен в единой ремонтно-механической базе завода, в которой есть специализированные участки по ремонту отдельных видов оборудования. Централизация ремонтной службы позволяет обеспечить максимальную специализацию ремонтных работ, улучшить использование оборудования, совершенствовать планирование и организацию ремонта. Основным показателем работы централизованной ремонтной службы является тщательный контроль и выполнение графиков ППР основных фондов внутризаводская и межзаводская централизация ремонта позволяет уменьшить общую численность ремонтных рабочих на 6%. Выработка (в нормо-часах) одного рабочего повышается при внутризаводской централизации в среднем на 14,8%.

Ремонт насосов проводится силами ремонтно-механических средств завода (цех №13, ц. №15, РММ цехов) ЗАО «РНПК».

Ремонты насосов проводятся ремонтным персоналом, прошедших аттестацию по обслуживанию и ремонту оборудования и допущенных к сдаче экзаменов по данному виду работ.

Ремонты центробежных агрегатов на ЗАО «РНПК» проводятся:

- по наработке часов согласно графику ППР;

- по фактическому техническому состоянию на основании результатов данных оперативной технической диагностики (анализ уровня и характера вибрации, состояние масла, параметров эксплуатации, токовой нагрузки и статистически обработанной информации по предыдущей эксплуатации).

Планирование ремонтов насосных агрегатов выполняется в соответствии с годовыми и месячными графиками ППР, предоставленными в ОТН технологическими цехами, после проведения технической диагностики и выдачи Заключения по текущему техническому состоянию агрегатов, подготовленной группой диагностики ОТН.

Группа диагностики ОТН проводит виброконтроль всем центробежным агрегатам.

По наработке машино-часов и по результатам оперативной диагностики составляется месячный график ППР, который передается в цеха №13, №15, и технологические цеха для выполнения.

Детали и узлы насосов должны быть тщательно очищены от грязи, остатков продукта и промыты персоналом РММ цехов, цеха №13.

Сведения о проведенных текущих, средних, капитальных, а также внеплановых ремонтах насосных агрегатах заносятся в технический паспорт.

Литература

1. Адельсон С.В. Процессы и аппараты нефтепереработки и нефтехимии 1963 г.

2. Алексеенко П.П. Справочник слесаря-монтажника технологического оборудования 1990 г.

3. Ахметов С.А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа 2003 г.

4. Бакластов А.М. Проектирование, монтаж и эксплуатация тепло-массообменных установок 1981 г.

5. Гельперин Н.И. Основные процессы и аппараты химической технологии 1981г.

6. Лащинский А.А. Основы конструирования и расчета химической аппаратуры 1970 г.

7. Михалева М.Ф. Расчет и конструирование машин и аппаратов химических производств 1984 г.

8. Плановский А.Н. Процессы и аппараты химической и нефтехимической технологии 1972 г.

9. Поникаров И.И. Машины и аппараты химических производств 1989 г.

10. Прудиус Б.В. Ремонт и монтаж оборудования 1987 г.

11. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 11.06.03 №91, зарегистрированным Министерством юстиции Российской Федерации 19.06.03,

12. Рахмилевич З.З. Справочник механика химических и нефтехимических производств 1985 г.

13. Сосуды и аппараты. Общие технические условия на ремонт корпусов. ОТУ 3-01.

14. Скороходова Е.А. Общетехнический справочник 1982 г.

15. Фарамазов С.А. Оборудование нефтеперерабатывающих заводов и его эксплуатация 1984 г.

16. Фарамазов С.А Ремонт и монтаж оборудования химических и нефтеперерабатывающих заводов 1980 г.

17. Эрих В.Н. Химия и технология нефти и газа 1985 г.

18. Прямодействующие паровые насосы Электронный ресурс

19. Технические условия на ремонт поршневых насосов Электронный ресурс

20. Эксплуатация поршневых насосов Электронный ресурс

Размещено на Allbest.ru

...