Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ТУРИЗМА И СЕРВИСА»

Волгоградский филиал

Кафедра туризма и сервиса

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: Разработка системы сервиса при техническом обслуживании и ремонте установки первичной переработки нефти ООО «ЛУКОЙЛВолгограднефтепереработка»

по специальности: 100101.65 Сервис Студент Антон Сергеевич Титов Руководитель к.х.н., доцент Юлия Александровна Зимина Волгоград 2014 г.

Реферат Объём дипломного проекта составляет 94 страницы пояснительной записки, одного рисунка, 17 таблиц и 23 использованных литературных источника.

Перечень ключевых слов: объект, сервис, диагностика оборудования, ремонт оборудования, первичная переработка нефти, колонна, технологический трубопровод, теплообменник, контроль качества.

В данном дипломном проекте было спроектировано сервисное предприятие, располагающее необходимым оборудованием для всех видов ремонта, как капитального, так и срочного, предложены приспособления для ремонта технологического оборудования.

Рассчитаны основные технико-экономические показатели, обеспечивающие рентабельность проектируемого объекта. Спланированно выгодное месторасположение объекта.

Разработанная в дипломном проекте система сервиса может быть успешно внедрена на любом нефтеперерабатывающем предприятии. В нашей стране промышленность развивается быстрыми темпами, следовательно, спрос на услуги сервисных предприятий будет постоянно расти.

Abstract The volume of the graduation project is 94 page explanatory note, one figure, 17 tables and 23 used literary sources.

List of keywords: object, service, diagnostic equipment, repair equipment, primary processing of oil column, technological-sky pipe, heat exchanger, quality control.

In this thesis project was designed by the service company, has the necessary equipment for all types of repair, as major and urgent, proposed arrangements for repair of technological equipment.

Calculate the main technical and economic indicators to-ing profitability of the proposed facility. Plan privileged position of the object.

Developed in a capstone project service system can be successfully implemented in any refinery. In our country the industry is developing rapidly, therefore the demand for service companies will continue to grow.

Содержание Реферат

Abstract

Введение

Организационно – техническое обоснование проекта

1.

1.1. Характеристика исходного сырья и продукции.

1.2. Блок атмосферной переработки нефти

1.3. Характеристика основного оборудования в процессе

1.4. Характер износа оборудования

1.5. Характеристика проектируемых услуг

1.6. Описание проектируемого сервисного объекта

1.7. Планирование месторасположения сервисного объекта

Сервисная часть

2.

Диагностика технического состояния оборудования

2.1.

Техническое обслуживание и ремонт оборудования

2.2.

2.2.1. Трубопроводы технологические

2.2.1.1.Характер износа трубопроводов технологических

2.2.1.2. Техническое обслуживание трубопроводов технологических.......... 2.2.1.3. Подготовка трубопроводов технологических к ремонту

2.2.1.4. Текущий ремонт трубопроводов технологических

2.2.1.5. Капитальный ремонт трубопроводов технологических

2.2.2. Колонный аппарат

2.2.2.1.Характер износа колонного аппарата

2.2.2.2.Техническое обслуживание колонного аппарата

2.2.2.3.Подготовка колонного аппарата к ремонту

2.2.2.4.Текущий ремонт колонного аппарата

2.2.2.5.Капитальный ремонт колонного аппарата

2.2.2.6.Устройство и работа приспособления для ремонта колонного аппарата

2.2.3. Техническое обслуживание теплообменных аппаратов

2.2.3.1.Техническое обслуживание теплообменных аппаратов

2.2.3.2.Подготовка теплообменных аппаратов к ремонту

2.2.3.3.Ремонт теплообменных аппаратов

2.2.3.4.Устройство и работа приспособления для ремонта теплообменного аппарата

Возможные нарушения нормального технического состояния 2.3.

оборудования и способы их устранения

Организационная структура системы сервиса

2.4.

Сервисный план

2.5.

2.5.1. Обоснование выбранной стратегии оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту установки первичной переработки нефти ЭЛОУ – АВТ - 6 ООО «Лукойл – Волгограднефтепереработка»

2.5.2. Коммерческое предложение проектируемого объекта

2.5.3. Презентация коммерческого предложения

Контроль качества услуг

2.6.

Расчет теплообменного аппарата предназначенного для нагрева нефти гудроном

Безопасность и экологичность проекта

Анализ безопасности проектируемого объекта

4.1.

Техника безопасности проектируемого объекта

4.2.

Производственная санитария

4.3.

Пожарная безопасность

4.4.

Безопасность в условиях чрезвычайных ситуаций

4.5.

Экономическое обоснование проекта

5.1.Сметная стоимость оборудования, подлежащего ремонту техническому обслуживанию.

5.2 Расчет затрат на оплату труда

5.3 Расчет издержек производства и обращения

5.4 Прогнозирование объемов реализации продукции и выручки.............. 5.5 Расчет показателей экономической эффективности проекта ................ Заключение

Список использованных источников

Состав графической части дипломного проекта (7 листов):

- технологическая схема (1);

- общие виды технологического оборудования (2) (1 –колонна К-2; 2 – теплообменник);

- общие виды приспособлений для ремонта (2) (1 – приспособление для разжатия фланцев;

2 – приспособление для чистки труб горизонтальных теплообменников);

- организационная структура системы сервиса (схема) (1);

- организационно-экономические показатели (1).

В развитии экономики любого государства нефть и газ играют решающую роль. Основное использование нефти - это производство топлив и масел, что в первую очередь обусловлено огромными преимуществами нефтяных топлив перед другими их видами. К этим преимуществам относятся высокая теплота сгорания (40-43,5 МДж/кг), малая зольность (сотые доли процентов), простота транспортировки, заправки (погрузки) и хранения, легкость регулирования расхода и процесса горения, и т.д.[11] Каждая нефтяная компания на современном этапе развития, характеризуется объёмами добычи нефти, глубиной её переработки, обновлением и улучшением качества и увеличением ассортимента выпускаемой продукции. Большое внимание уделяется техническому перевооружению предприятия, реконструкции действующих установок, всё это в конечном итоге повышает производительность, улучшает технологические показатели производства.

Нефть и углеводородные газы являются универсальным химическим сырьём для производства огромного количества продуктов химического синтеза и потребительских товаров.[1] В странах с высокоразвитой промышленностью большое развитие получило потребление услуг по оказанию технического обслуживания и ремонта технологического оборудования.

Определенное место в сфере услуг занимает техническое обслуживание и ремонт оборудования, осуществляемые на предприятиях нефтегазового комплекса, а именно – при нефтепереработке.

Целью дипломного проекта является разработка проекта системы сервиса при техническом обслуживании и ремонте установки первичной переработки нефти ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка».

В связи с тем, что установка представляет из себя сложную и большую конструкцию, в дипломном проекте предлагается выполнить расчет основного оборудования атмосферного блока установки.

1. Организационно – техническое обоснование проекта 1.1. Характеристика исходного сырья и продукции.

Таблица 1- Характеристика продукции [20] Наименование сырья, материаПоказатели качества, Бензин прямой СТП 019902 401010 1. Фракционный состав:

Компонент топначало кипения, оС, не сырья, материаПоказатели качества, Компонент сыначало кипения, оС, в топлива, выво- димый из атмоперегоняется при темсферной колонпературе, оС, не выше сырья, материаПоказатели качества, сырья, материаПоказатели качества, Дистиллят ваческая при 50 оС, сСт, Наименование сырья, материаПоказатели качества, Дистиллят ваперегоняется при t, оС Дистиллят ваперегоняется при t, оС Наименование сырья, материаПоказатели качества, Фракция тяжекг/м, в пределах Гудрон высокоОС, ВУ, пределах Наименование сырья, материаПоказатели качества, Дистиллят ваперегоняется при оС, Водный раствор Газ аварийнооб., не более Газ природный Газ собственной Топливо жидкое Наименование сырья, материаПоказатели качества, Конденсат пара Оборотная вомг/дм3, не более Наименование сырья, материаПоказатели качества, Технический 1.2. Блок атмосферной переработки нефти Обессоленная нефть из электродегидраторов Э-2/1, Э-2/2 поступает на прием насосов Н-20, Н-20а, 20в, которыми подается на блок АВТ четырьмя потоками в колонну К-1.

Первый поток обессоленной нефти проходит через теплообменники:

Т-16 Т-4/1 Т-4/2 Т-5/1 Т-5/2 Т-6/1 Т-6/2 Т-7/ Второй поток обессоленной нефти проходит через теплообменники:

Т-11/1 Т-11/2 Т-12/1 Т-12/2 Т-13/1 Т-13/2 Т-13/ Т-7/1 Т-7/ Т-7/ Третий поток обессоленной нефти проходит через теплообменники:

Т-25/1 Т-25/2 Т-21/1 Т-21/2 Т-22/1 Т-17/6 Т-17/5 ТТ-17/3 Т-17/2 Т-17/1 Т-17н (спаренный).

Четвертый поток нефти проходит через теплообменники:

Т-15/ (спаренный) (спаренный) (спаренный) Через все теплообменники, за исключением Т-7/1,2,3,4,5,6; Т-17, нефть проходит по трубному пространству.

На прием Н-20-х для подавления коррозии подается (1,5-2,0 % масс.) раствор щелочи из емкости Е-7а плунжерным насосом Н-33, насосами Н-62,62а.

Нефть, нагретая в теплообменниках до температуры 200-255 оС за счет тепла дистиллятов атмосферной и вакуумной частей, гудрона и мазута, поступает для предварительного испарения под 1 тарелку колонныэвапоратора К-1 [20].

Колонна К-1 представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с 12 клапанными тарелками фирмы «Кох».

В эвапораторе К-1 происходит частичное отбензинивание нефти.

Пары и газ с верха колонны К-1 проходят два конденсатора воздушного охлаждения КВО № 1, 2, где происходит конденсация паров и частичное охлаждение, затем газ и конденсат поступают в два холодильника Х-1/1 и Хвключенные параллельно, после чего - в холодильники Х-1/3 (спаренный), Х-2/5, Х-20н (спаренный), где происходит дозахолаживание бензина, и далее - в емкость-водоотделитель (сепаратор) Е-1, где от бензина отделяются газ и вода.

Бензин из емкости Е-1 насосом поз. Н-6, Н-6а, Н-6в подается на 12 тарелку колонны К-1.

Отбензиненная нефть с низа колонны К-1 насосами Н-2, 2в, 2с восемью параллельными потоками прокачивается через змеевики печи П-1 (каждый поток проходит по 10 труб камеры конвекции и по 20 труб в радиантной камере), где нагревается до температуры 340-370 оС.

На выходе из печи все 8 потоков объединяются в один, который поступает в колонну К-2.

Колонна К-2 представляет собой сложную колонну с 44 ректификационными тарелками клапанного типа, из которых с 7 по 11 - тарелки фирмы «Глитч», остальные - фирмы «Кох», тарелка 7 полуглухая.

Нефть из П-1 вводится под 7 тарелку, с 7 полуглухой тарелки осуществляется переток на 6 тарелку.

С верха колонны К-2 пары бензина и водяной пар проходят через теплообменники Т-40/1,2,3, обвязанные параллельно, затем поступают в емкость-сепаратор Е-12N.

Из емкости Е-12N бензин забирается насосами Н-502а, 502в, 502с и подается на орошение на 44 тарелку колонны К-2 в виде острого орошения для регулирования конца кипения бензина и начала кипения керосина.

Для подавления коррозии оборудования в трубопровод паров бензина из К-2 из емкости Е-9 насосом Н-5 подается водный раствор едкого натра концентрацией 1,5 - 2,0 % масс.

Технологической схемой установки предусмотрена возможность подачи острого орошения на 44 тарелку колонны К-2 от Н-7-х.

Технологической схемой установки предусмотрена возможность раздельного вывода бензина атмосферных колонн К-1, К-2: бензин из Е-2 через Х- (или Х-5а), отстойники защелачивания А-1, А-2, холодильник Х-7 направляется на установку каталитического риформинга № 11, а бензин из Е-1 через холодильник Х-5а (или Х-5), отстойники защелачивания А-5, А-5а, помимо Х-7, выводится в парк цеха № 17.

Керосин с 36 тарелки колонны К-2 перетекает на 7 тарелку отпарной колонны К-3/1.

Возврат паров из К-3/1 осуществляется под 38-ю тарелку колонны К-2.

Технологической схемой установки предусмотрена каскадная схема регулирования расхода II циркуляционного орошения с коррекцией по температуре под 25-ой тарелкой колонны К-2 и температурой ввода циркуляционного орошения в колонну.

Под первую тарелку К-2 подается перегретый пар.

1.3. Характеристика основного оборудования в процессе Основным оборудованием в процессе атмосферной переработке нефти являются: атмосферные колонны К-1, К-2, печь П-1, блок теплообменных аппаратов, а также технологические насосы для перекачки нефтепродуктов.

Ректификационной колонной называют вертикальный цилиндрический аппарат с юбкой, которой она устанавливается на фундамент и закрепляется к нему фундаментными болтами. Сверху и снизу колонна закрыта сферическими днищами. Внутри колонны смонтированы ректификационные тарелки, улиты, отбойник. Колонны снабжены штуцерами для отвода целевых паров, ввода сырья, люками лазами, уровнемером, термопарой, манометрами.

Печь П-1 представляет собой двухкамерную радиантно - конвекционную печь вертикального типа. Она оснащена комбинированными форсунками, лестницами маршами, взрывными окнами, гляделками, шиберами.

Блок теплообменников – теплообменный аппарат состоит из цилиндрического корпуса, трубных решеток в которые крепятся трубный пучок и крышки, внутри находятся перегородки, служат для жесткого закрепления пучка и для увеличения пути прохождения жидкости внутри теплообменника. Теплообменники кожухотрубчатые с плавающей головкой, предназначенные для охлаждения отходящих нефтепродуктов перед откачкой их с установки. Использование теплообменников с плавающей головкой отличает их возможностью свободного осевого перемещения (плавания) одной из трубных решеток в корпусе аппарата, обеспечивая этим компенсацию температурных удлинений корпуса и трубного пучка. Разъемная конструкция аппарата позволяет вынимать трубный пучок и чистить межтрубное пространство от отложений.

Технологические насосы – состоят из улиты, входящих (приёмных) и выходящих (выкидных) трубопроводов, дренажа, манометра, электродвигателя.

Предназначены для перекачки сырья и готовой продукции, а также для циркулирующих и острых орошений.[5] Характеристика основного оборудования приводятся в таблице 2.

Таблица 2 - Параметры оборудования [20] остаточное давление – 40 мм.рт.ст. температура низа – 360оС, давление испытательное – 2кг/см2 В колонне 7 слоев насадки. Каждый слой насадки состоит из риал из четырех независимых потоков. Кажтрубно- дый поток проходит 16 труб камеры конго пуч- векции диаметром 152Х8 мм, 18 труб рака) диантной камеры того же диаметра, одну Теплообменник Т1/3 Сдво 16ГС-10 Тип теплообменника:

Холодильник Х-27 Сталь3Н Диаметр корпуса/трубок – 800/25мм сырья для креПоверхность теплообменника – 160 м ние колонны Кот насосов НСдво Ст3сп Диаметр корпуса/трубок – 800/25мм Теплообменник Т-2/ «обессоленная нефть – гудрон от насосов НТемпература – 350 оС сов Н-21»

10 Теплообменник Т-6/1, Диаметр корпуса/трубок – 800/25мм гон от насоса Н-59, 58»

11 Теплообменник Т-7/1, Диаметр корпуса/трубок – 800/25мм ного топлива от насосов Н-25»

13 Теплообменник Т-8/2, Диаметр корпуса/трубок – 800/25мм насосов Н-59, 14 Теплообменник Т-9/1, Диаметр корпуса/трубок – 800/25мм насосов Н-24»

15 Теплообменник Т-17/1 Диаметр корпуса/трубок – 800/25мм насосов Н-24»

16 Теплообменник Т-17/2, Диаметр корпуса/трубок – 800/25мм ние колонны КТемпература – 350оС 2 от насосов НТеплообменник Т-17/5, Диаметр корпуса/трубок – 800/25мм сосов Н-22»

19 Теплообменник Т-21/1, Диаметр корпуса/трубок – 800/25мм щее орошение колонны К-1 от насосов Н-505»

20 Теплообменник Т-21/3 Сдво Тип теплообменника:

1 от насосов НРасчетные параметры:

21 Теплообменник Т-22/1 Диаметр корпуса/трубок – 800/25мм «обессоленная насосов Н-24»

23 Теплообменник Т-15/1, Диаметр корпуса/трубок – 800/25мм ние колонны КТемпература – 350оС 2 от насосов НРасчетные параметры:

сосов Н- сосов Н- 1.4. Характер износа оборудования В процессе эксплуатации оборудования происходит износ деталей, т.е.

постепенное изменение формы, размеров и свойств материалов деталей.

При этом увеличиваются зазоры в сопряжениях подвижных деталей и нарушается плотность посадок неподвижных деталей. Возникшие дефекты приводят к нарушению режима работы оборудования, и если вовремя не устранить его, оборудование может выйти из строя.

Износ может быть: нормальный - нормальные условия работы деталей;

аварийный - при нарушениях режима работы оборудования.

Нормальный износ возникает из-за трения соприкасающихся деталей, ударной и переменной по величине и направлению нагрузки, а также вследствие теплового и химического воздействия среды на материал деталей при нормальных условиях эксплуатации оборудования.

Аварийный износ - следствие дефектов конструкции, несоответствие материала деталей условиям работы, неудовлетворительного качества изготовления или сборки, нарушений режима работы оборудования, несвоевременного или некачественного ремонта и т.п. [4] Различают 4 вида износа: 1) механический, 2) усталостный, 3) молекулярно-механический и 4) коррозионный. [21] Косвенными признаками износа являются снижение показателей работы машины (например, напора H и Q производительность насоса или компрессора), появления вибраций, заклинивание и т.д.

Износ зависит от следующих факторов:

- качества металла трущихся поверхностей;

- чистоты обработки поверхностей;

- наличия и качества смазки деталей трущихся пар.

Для уменьшения износа применяют специальные антифрикционные чугуны, баббиты, бронзы и др. материалы.

Механический износ - вызывается силами трения при скольжении одной детали по другой, находящихся под нагрузкой.

Механическому износу подвержены подшипники центробежных насосов, его корпус с рабочим колесом.

Средствами контроля износа центробежного насоса является приборы визуально – оптического наблюдения, дефектоскопия, акустические методы.

Усталостный износ возникает под воздействием ударных и переменных по величине и направлению нагрузок.

Усталостный износ возникает при перегрузке машин, нарушениях в режиме смазки, в результате некачественного изготовления деталей или ремонта.

Усталостный износ контролируется визуально – оптическими методами контроля, капиллярными методами контроля.

Коррозионный износ появляется в результате химического или электрохимического воздействия на материал деталей веществ, перерабатываемых в машине или аппарате. Под влиянием коррозии поверхности деталей разъедаются, на них появляются трещины, раковины, металл теряет механическую прочность.[21] Характеристика проектируемых услуг 1.5.

Основной услугой, предоставляемой сервисным предприятием является ремонт. В зависимости от размеров, веса и сложности конструкции на заводах практикуются различные способы осуществления ремонтных работ.

Наиболее совершенным является поагрегатный способ ремонта. Он заключается в том, что ремонтируемое оборудование снимается с фундамента и отправляется в ремонтно-механический цех. Однако поагрегатный способ целесообразен для ремонта крупногабаритного оборудования, так как его монтаж, демонтаж и транспортирование могут оказаться не только трудными, но очень часто и невозможным. Для такого оборудования следует применять крупноузловой способ проведения ремонтных работ, при котором изношенные узлы заменяют новыми, заранее собранными узлами. Успешное применение этого способа может быть обеспечено только при тщательном соблюдении принципа взаимозаменяемости.[6] Для уникального оборудования, а также при отсутствии условий для первых двух способов используется индивидуальный способ ремонта. Сущность его заключается в том, что после разработки ремонтируемых участков оборудования изношенные узлы и детали восстанавливаются по технологии, которая окажется в данном случае наиболее приемлемой. Широкое применение запасных частей при этом являются надежной основой для сокращения сроков ремонта.

Проектируемая система сервиса предлагает следующие услуги при капитальном ремонте:

- текущий сервис насосного и компрессорного оборудования, замена торцевых уплотнений;

- демонтаж приводов электрозадвижек, пневмозадвижек;

- центровка по результатам вибродиагностики;

- ремонт и замена соединительных муфт;

- ремонт вентиляционного оборудования (замена мягких вставок, рабочих колес, дефлекторов, соединительных муфт, обвязки и т. д);

- ревизия и техническое обслуживание грузоподъемных механизмов:

электрических кран-балок, ручных талей;

- ремонт трубопроводов отопления;

- чистка трубопроводов холодной и горячей воды, ремонт сантехнического оборудования;

- чистка канализационных систем;

- капитальный ремонт ёмкостей, теплообменных аппаратов;

- капитальный ремонт трубопроводов:

- капитальный ремонт технологических паропроводов (разделка, заварка свищей);

- капитальный ремонт параспутников;

- устранение пароутечек;

- капитальный ремонт площадок, лестниц.

В процессе ремонта используется следующее оборудование:

- универсальные токарные и фрезерные станки с многочисленными специальными приспособлениями;

- современные сварочные агрегаты, компрессора, подъемнотранспортная техника;

- современные диагностические аппараты.

А это в свою очередь обеспечивает высокое качество работ.

1.6. Описание проектируемого сервисного объекта Сервисные предприятия - предприятия, оказывающие населению сервисные услуги,.

Общие признаки классификации:

Форма собственности (формирование имущества, механизма хозяйствования, экономическую политику, влияет на производственную и организационную структуры управления).

Наличие прав юридического лица и организационно-правовая форма (учетную политику предприятия, формирование экономических результатов деятельности, формирование дохода и его распределение, имущественные отношения и степень ответственности каждого).

Уровень специализации (организация технологических процессов выполнения услуг, подбор и подготовку персонала, формы организации труда, производственную структуру). От уровня специализации зависят издержки предприятия на выполнение и реализацию услуг.

Мощность предприятия сферы сервиса оказывает влияние на его деятельность, учитывается взаимосвязь развития предпринимательства и выработки эффективной рыночной стратегии предприятия исходя из масштабов его функционирования.[9] Специфические признаки классификации, присущи только сфере сервиса (метод обслуживания потребителей; качество предоставляемых услуг и др.).

Структура предприятия — это результат деления предприятия на составные части по тем или иным организационно-техническим признакам и формы взаимосвязей между этими элементами.

По принципу удобства управления и рациональной организации производства строится производственно-административная структура предприятия.

Филиал, дочернее предприятие — обособленное подразделение юр. лица, расположенное вне его местонахождения, осуществляющее все или часть функции по производству и реализации услуг.

Представительство то же, что и филиал, самостоятельной хоз. деятельностью не занимается.

Производство отдельных видов продукции (работ, услуг) - подразделение предприятия, предметно-специализированное, осуществляющее полный цикл выполнения услуг, территориально обособленное, имеющее признаки хоз.

самостоятельности, свой аппарат управления в рамках организационной структуры управления предприятием; во главе — начальник производства.

Цех — структурное подразделение, территориально обособленное, состоящее из поточных линий, участков, рабочих мест, специализированное по технологическому признаку, выполняющее часть технологического процесса по производству продукции; во главе — начальник цеха.

Поточная линия — подразделение цеха, работающих по типу массового или серийного производства. Во главе - мастер.

Производственный участок — подразделение цеха, может иметь и предметную, и стадийную, и технологическую специализацию. характеризуется общим воздействием на предмет труда. Во главе участка — мастер или бригадир.

Рабочее место — часть производ. пространства, наделенная оборудованием, инструментом, имеющая условия труда для высокопроизводительной и качественной работы персонала.

По принципу участия подразделения в производстве оказания основных видов услуг бывает основное производство, вспомогательное и обслуживающее хозяйство.

Основное производство - подразделения, создающие основной продукт — цель предприятия.

Вспомогательное пр-во создает условия для бесперебойной работы основных подразделений.

Обслуживающее хозяйство формирует процессы транспортирования и складирования матер.

Факторы влияющие на формирование производственной структуры предприятия: вид деятельности; уровень специализации; формы кооперирования; структура технологического процесса выполнения услуги (изготовления продукции).

Производственная инфраструктура предприятия - комплекс обслуживающих вспомогательных производств, обеспечивающих основной производственный процесс сырьем, материалами, топливом, энергией, инструментом, оснасткой, поддерживающих технологическое и энергетическое оборудование в работоспособном состоянии. Техническое обслуживание пр-ва.

В производственную инфраструктуру предприятия входят вспомогательные цехи, службы или хозяйства:

Технические центры, ремонтные цехи и службы поддерживают постоянную эксплуатационную готовность технологического оборудования путем их качественного ремонта и модернизации в установленные сроки при оптимальных затратах.

Энергетические цехи и службы обеспечивают предприятие всеми видами энергии, организуют рациональное использование, поддерживают электрооборудование в работоспособном состоянии путем их ремонта и модернизации, контролируют выполнение правил эксплуатации энергоустановок, обеспечивают связью.

Инструментальные цехи и службы - инструментом все цехи и рабочие места, контролируют эксплуатацию инструмента, уменьшение затрат на изготовление, приобретение, хранение, ремонт и восстановление инструмента, поддержание запасов.

Транспортные, снабженческие и складские хозяйства, цехи и службы занимаются своевременной поставкой всех матер. ресурсов, их хранением и движением в процессе пр-ва. От них зависят ритмичность работы предприятия и экономичное использование материальных ресурсов.[9] Эффективность производственной инфраструктуры обеспечивает логистический подход к ее организации и управлению:

порядок выполнения функциональных обязанностей путем рационального распределения работ по исполнителям во времени и объемах в установленной последовательности;

разработка технологической, нормативной и др. документации, на основе которой функции, увязываются с режимом и графиком работы основных подразделений;

соизмерение затрат с получаемым экономическим эффектом в целом по предприятию.

1.7. Планирование месторасположения сервисного объекта Сервисный объект предусматривается располагать на территории действующего завода ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка», который расположен в промышленной зоне Красноармейского района города Волгограда на расстоянии 2-3 км от ближайшего берега реки Волги.

Ветер в основном преобладает на северо-западном, северо-восточном, западном и восточном направлениях, наиболее сильные ветры северо-восточные.

Для обеспечения движения транспортных средств на территории объекта предусматривается система подъездов к территории объекта с использованием асфальтобетонного покрытия.

Сервисный объект снабжается питьевой водой путем присоединения к действующей на заводе системе распределения питьевой воды.

Техническая вода, используемая для противопожарных целей подаваемая в пожарные гидранты, поступает из сети пожарного водопровода.

Охлажденная оборотная вода I системы подается на объект со II блока оборотного водоснабжения цеха № 21.

Острый пар на объект подается из паротрасс № 11, 12 цеха № 20.

Конденсат острого пара сбрасывается на конденсатную станцию № 2 цеха № 20.

Воздух к приборам контроля и автоматики и технический воздух подается компрессорами компрессорной № 96 цеха № 20.

Электроэнергия на объект подается с подстанций ТП-8/1, ТП-8/7. Электроэнергия на подстанции ТП-8/1 и ТП-8/7 подается с ТЭЦ-2 и с ЦРП-5.[19] Предполагается, что в большинстве случаев сервисные услуги объекта будут предлогаться предприятию ООО «Лукойл-Волгограднефтепереработка».

Из вышесказанного следует, что было выбрано наиболее оптимальное расположение сервисного объекта.

Сервисная часть 2.1. Диагностика технического состояния оборудования Обслуживание трубопроводов следует производить в соответствии с проектом и нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.

По каждой установке (цеху, производству) составляется перечень трубопроводов и разрабатывается эксплуатационная документация. На все трубопроводы высокого давления выше 10 Мпа (100 кгс/см2) и трубопроводы низкого давления до 10 Мпа (100 кгс/см2) включительно категории,,, а также трубопроводы всех категории, транспортирующие вещества при скорости коррозии металла трубопровода 0,5 мм/год, составляется паспорт установленного образца. Паспорт на трубопровод хранится в установленном порядке.

Для трубопроводов на каждой установке следует заводить эксплуатационный журнал.

Технологические трубопроводы, работающие в водосодержащих средах, необходимо периодически обследовать с целью оценки технического состояния. Для трубопроводов высокого давления следует вести журнал учёта периодических испытаний.[2] На трубопроводах из углеродистой и кремнемарганцевой стали с рабочей температурой 400 0С и выше, а также трубопроводах из хромомолибденовой (рабочая температура 500 0С и выше) и из высоколегированной аустенитной стали (рабочая температура 550 0С и выше) следует осуществлять контроль за ростом остаточных деформаций в установленном порядке.

В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д. с записями результатов в эксплуатационном журнале.

Контроль безопасной эксплуатации трубопроводов осуществляется в установленном порядке.

При периодическом контроле следует проверять:

- техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и при необходимости, неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т.п.;

- устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;

- полноту и порядок ведения технической документации по обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.

Трубопроводы подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации должны тщательно осматриваться с применением приборного контроля за амплитудой и чистотой вибрации. Максимально допустимое амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибрации не более 40 Гц.

Выявленные при этом дефекты подлежат устранению. Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливаются в документации, но не реже одного раза в 3 месяца.[2] Наружный осмотр трубопроводов; проложенных открытым способом, при периодических обследованиях допускается производить без снятия изоляции. В необходимых случаях проводится частичное или полное удаление изоляции.

Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходимых каналах или в земле, производится путём вскрытия отдельных участков длиной не менее 2 м. Число участков устанавливается в зависимости от условий эксплуатации.

Если при наружном осмотре обнаружены не плотности разъёмных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов до +60 0С, и дефекты устранены с соблюдением необходимых мер безопасности. При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть отключён, подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с нормативнотехнической документацией по промышленной безопасности.[10] При наружном осмотре проверяется вибрация трубопроводов, а также состояние:

- фланцевых и муфтовых соединений, крепежа и устройств для установки приборов;

- компенсирующих устройств;

- реперов для замера остаточной деформации;

- сварных тройниковых соединений, сгибов и отводов;

Основным методом контроля за надёжной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия, которая проводится в установленном порядке. Результате ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

Продление сроков службы трубопроводов и его элементов проводится в установленном порядке.

Сроки проведения ревизии трубопроводов при давлении 10 Мпа ( кгс/см2) устанавливаются в зависимости от скорости коррозионно-эрозионного износа трубопроводов, условий эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизий. Сроки ревизии, как правило, не должны быть реже указанных в таблице.

Для трубопроводов высокого давления свыше 10 Мпа (100кгс/см2) предусматривающих следующие виды ревизий: выборочная, генеральная выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии устанавливаются в зависимости от условий эксплуатации, но не реже одного раза в 4 года.

Первую выборочную ревизию трубопроводов, транспортирующих неагрессивные или малоагрессивные среды, следует производить не позднее, чем через 2 года после ввода трубопровода в эксплуатацию.

Отсрочка в проведении ревизии трубопроводов, допускается с учётом результатов предыдущей ревизии и технического состояния трубопроводов, обеспечивающего их дальнейшую надёжную эксплуатацию, но не может превышать более одного года.

При проведении ревизии внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода в следствии коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после неё) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки). Приступить к ревизии следует после выполнения необходимых подготовительных работ.

При ревизии трубопроводов с давлением до 10 Мпа (100 кгс/см2) следует:

а) провести наружный осмотр трубопроводов;

б) измерить толщину стенки трубопровода приборами не разрушаемого контроля, а в необходимых случаях – сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия. [4] Количество участков для проведения число точек замера и толщенометрии для каждого участка определяется в соответствии с документацией и в зависимости от конкретных условий эксплуатации.

Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях (коленах, тройниках, врезках, местах служения трубопровода, перед арматурой и после неё, местах скопления влаги и продуктов, вызывающих коррозию, застойных зонах, дренажах), а также ни прямых участках трубопроводов.

При этом на прямых участках внутриустановочных трубопроводов длиной до 20 м и межцеховых трубопроводов длиной до 100 м следует выполнять замер толщины стенок не менее, чем в трёх местах.

Во всех случаях контроль толщины стенки в каждом месте следует производить в 3- 4 точках по выпуклой и вогнутой частям.

Следует обеспечить правильность и точность выполнения замеров, исключая влияние на них инородных тел (заусенцев, кокса, продуктов коррозии и т.п.).

Результаты фиксируются в паспорте трубопровода. Ревизию постоянно действующих участков факельных линий, не имеющих байпасов, проводят без их отключения путём измерения толщины стенки ультразвуковым толщиномерами и обмыливанием фланцевых соединений. Места частичного или полного удаления изоляции при ревизии трубопроводов определяют конкретно для каждого участка трубопровода.

Ревизия воротников фланцев проводятся внутренним осмотром (при разработке трубопроводов) или измерением толщины неразрушающими методами контроля (ультразвуковым или радиографическим) не менее чем в трёх точках по окружности воротника фланца.

Толщину стенки воротника фланца допускается контролировать также с помощью контрольных засверловок. На трубопроводах, выполненных из сталей аустенитного класса (08Х18Н10Т, 12Х18Н10Т и т.п.), работающих в средах, вызывающих межкристаллическую коррозию, сквозные засверловки не допускаются.[2] Внутренний осмотр участков трубопроводов проводятся с помощью ламп, приборов, луп, эндоскопа или других средств.

Внутренних поверхность должна быть очищена от грязи и отложений, а при необходимости – протравлена. При этом следует выбирать участок, эксплуатируемый в наиболее неблагоприятных условиях (где возможна коррозия и эрозия, гидравлические удары, вибрация, изменение направление потока, застойные зоны). Демонтаж дефектного участка трубопровода при наличии разъмных соединений проводится путём их разборки, а на цельносварном трубопроводе этот участок вырезают.

Во время осмотра проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшения толщины стенки труб и деталей трубопроводов. При необходимости проводятся радиографический или ультразвуковой контроль сварных швов, стыков и металлографические и механические испытания.

Проверка механических свойств металла труб, работающих при высоких температурах и в водосодержащих средах, проводятся в случаях, предусмотренных проектом. Механические свойства металла следует проверять также и в случаях, если коррозионное действие среды может вызвать их измерение.[7] Проводят также следующие работы:

- измерения на участках трубопроводов деформации по состоянию на - высокая разборка резьбовых соединений на трубопроводе, осмотр их и контроль за резьбовыми калибрами;

- проверка состояния и условий работы опор, крепёжных деталей и - испытание трубопроводов.

При неудовлетворительных результатах ревизии следует определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, измерить толщину и т.п.) и выполнить более частые замеры толщины стенки всего трубопровода.

Объём выборочной ревизии трубопроводов высокого давления свыше Мпа (100 кгс/см2) составляет:

- не менее двух участков каждого агрегата участка независимо от температуры;

не менее одного участка каждого общецехового коллектора или межцехового трубопровода независимо от температуры среды.

При ревизии контрольного участка трубопровода высокого давления следует:

- провести наружный осмотр согласно требованиям;

- при наличии фланцевых соединений или муфтовых соединений произвести их разборку, затем внутренний осмотр трубопровода;

- произвести замер толщины стенок труб и других деталей контрольного участка;

- при обнаружении в процессе осмотра дефектов в сварных швах (около шовной зоне) или при возникновении сомнений в их качестве произвести контроль не разрушаемыми методами (радиографический, ультразвуковой и т.д.);

- при возникновении сомнений в качестве металла проверить его механические свойства и химический состав;

- проверить состояние муфт, фланцев, их поверхностей и резьбы, прокладок, крепежа, а также фасонных деталей и арматуры, если такие имеются на контрольном участке;

- провести контроль наличия остаточных деформаций, если это предусмотрено проектом;

- провести контроль твёрдости крепёжных изделий фланцевых соединений, работающих при температуре 400 0С.

Результаты ревизии считаются удовлетворительными, если обнаруженные отклонения находятся в допустимых пределах.

При неудовлетворительных результатах ревизии следует проверить ещё два аналогичных участка, из которых одни должны быть продолжением ревизуемого участка, а второй аналогичным ревизуемому участку.

Если при ревизии трубопровода высокого давления будет обнаружено, что первоначальная толщина уменьшилась под воздействием коррозии или эрозии, возможность эксплуатации следует подтверждать расчётом на прочность.

При необходимости проводится экспертиза промышленной безопасности.

При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков следует провести генеральную выборочную ревизию этого трубопровода, а также участков трубопроводов, работающих в аналогичных условиях, с разборкой до 30 % каждого из указанных трубопроводов.

Генеральная выборочная ревизия трубопроводов высокого давления производится периодически в сроки, установленные проектом, но не реже в следующие сроки:

в производстве аммиака: трубопроводы, предназначенные для транспортирования азотоводородных и других водосодержащих газовых смесей при температуре среды до 200 0С – через 12 лет, при температуре среды свыше В производстве метанола: трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей, содержащих кроме водорода, окись углерода, при температуре среды свыше 200 0С - через 6 лет.

В производстве капролактама: трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей при температуре среды 200 0С – через 10 лет, трубопроводы, предназначенные для транспортирования окиси углерода при температуре свыше 150 0С – через 8 лет.

В производстве синтетических жирных спиртов (СЖС): трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей при температуре среды до 200 0С – через 10 лет, при температуре среды свыше 200 0С – через 8 лет.

Трубопроводы, предназначенные для транспортирования пасты (катализатор с метиловыми жирами) температуре среды до 200 0С – через 3 года.

В производстве мочевины: трубопроводы, предназначенные для транспортирования мочевины от колонны синтеза до дроссель- вентиля через 1 год.

Трубопроводы предназначенные для транспортирования аммиака от подогревателя до смесителя при температуре среды до 200 0С через 12 лет;

Трубопроводы, предназначенные для транспортирования углеродистого газа от компрессора до смесителя при температуре среды до 200 0С – через лет;

Трубопроводы, предназначенные для транспортирования углеаммонных солей (карбоната) при температуре среды до 200 0С – через 4 года. [2] Генеральную выборочную ревизию трубопроводов предназначенных для транспортирования других жидких и газообразных сред и других производств следует произвести:

при скорости коррозии до 0,1 мм/год и температуре до 200 0С – через лет;

то же при температуре 200 – 400 0С – через 8 лет;

для сред со скоростью коррозию до 0,65 мм/год и температурой среды до 400 0С – через 6 лет.

При неудовлетворительных результатах генеральной выборочной ревизии назначается полная ревизия трубопровода.

При полной ревизии разбирается весь трубопровод полностью, проверяется состояние узлов труб и деталей, а также арматуры установленной на трубопроводе.

Все трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в процессе ревизии разборке, резке и сварке после сборки подлежат испытанию на прочность и плотность.

Для трубопроводов с Ру 10 Мпа (100 кгс/см2) в обоснованных случаях при разборке фланцевых соединений, связанных с заменой прокладок, арматуры или отдельных элементов, допускается проводить испытания только на плотность. При этом вновь устанавливать арматуру или элементы трубопровода следует предварительно испытать на прочность пробным давлением. После проведения ревизии составляются акты, к которым прикладываются все протоколы и заключения о проведённых проверках. Результаты ревизии заносятся в паспорт трубопровода. Акты и оставшиеся документы прикладываются к паспорту.[21] После истечения проектного срока службы независимо от технического состояния трубопровод должен быть подвержен комплексу обследования (экспертизе промышленной безопасности) с целью установления возможных сроков дальнейшей эксплуатации.

Во время эксплуатации следует принять необходимые меры по организации постоянного и тщательного контроля за исправленной арматурой, а также за своевременным проведением ревизии и ремонта.

При применении арматуры с сальниковым уплотнением особое внимание следует обратить на состояние набивочных материалов (качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку). Асбестовая набивка, пропитанная жировым составом и прографиченная, может быть использована для рабочих температур не выше 200 0С.

Для температуры выше 200 0С и давлением до 25 Мпа (250 кгс/см2) допускается применять прографиченную асбестовую набивку, если кольцо пересыпать слоем сухого чистого графита толщиной не менее 1 мм. Для высоких температур следует применять специальные набивки, в частности асбометаллические, пропитанные особыми составами, стойкими к разрушению и вытиканию под влиянием транспортирующей среды и высокой температуры.

Для давления свыше 32 Мпа (320 кгс/см2) и температурой более 200 0С следует применять специальные набивки.

Сальниковые набивки арматуры следует изготавливать из пластичного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальниковой камере.

Из такого шнура на оправке следует нарезать заготовки колец со скошенными пол углом 450 концами.

Кольца набивки следует укладывать в сальниковую коробку смещая линии разреза и уплотнение каждого кольца. Высоту сальниковой набивки следует принимать такой, чтобы грунбукса в начальном положении входила в сальниковую камеру не более чем на 1/6 – 1/7 её части, но не менее чем на 5мм.

Сальники следует подтягивать равномерно без перекоса грундбуксы.

Для обеспечения плотности сальникового уплотнения следует следить за чистотой поверхности шпинделя и штока арматуры.

Прокладочный материал для уплотнения соединения крышки с корпусом арматуры следует выбирать с учётом химического воздействия на него транспортируемой среды, а также в зависимости от давления и температуры.

Ход шпинделя в задвижках и вентилях должен быть плавным, а затвор при закрытии или открытии арматуры должен перемещаться без заедания.

Предохранительные клапаны обслуживаются в соответствии с технической документацией и нормативно-технической документацией по промышленной безопасности. Не допускается применять добавочные рычаги при открытии и закрытии арматуры.[8] Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе и обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро, пневмо, гидропровод, механический привод), как правило, производят в период ревизии трубопровода.

Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе следует проводить специализированных мастерских или ремонтных участках. В обоснованных случаях допускается ревизия арматуры путём её разборки и осмотра непосредственно на месте установки (приварная арматура, крупногабаритная, труднодоступная и т.д.).

При ревизии арматуры, в том числе обратных клапанов, должны быть выполнены следующие работы:

- разборка и осмотр состояния отдельных деталей;

- осмотр внутренней поверхности и при необходимости контроль неразрушающими методами;

- протирка уплотнительных поверхностей (при необходимости);

- сборка, опробывание и опрессовка на прочность и плотность.

При планировании сроков ревизии и ремонта арматуры следует в первую очередь проводить ревизию и ремонт арматуры, работающей в наиболее сложных условиях. Результаты ремонта и испытания арматуры оформляются актами и заполняются в эксплуатационную документацию.

В случаях, когда характер и скорость коррозии износа трубопровода не могут быть установленными типовыми методами контроля, используемыми при ревизии, для контроля приближения толщины стенки к отбраковочному размеру допускается выполнять контрольные засверловки.

Трубопроводы по которым транспортируется вещества группы А(а), Б(б), газы всех групп, трубопроводы работающие под вакуумом и высоким давлением свыше 10 Мпа (100 кгс/см2), трубопроводы в блоках I- категории взрывоопасности, а также трубопроводы, выполненные из аустенитных сталей и работающих в средах, вызывающих межкристаллическую коррозию, контрольным засверловкам не подвергаются. В этих случаях следует установить контроль за состоянием толщины стенок трубопровода путём замера ультразвуковым толщиномером или иными допустимыми методами.

При засверловке контрольных отверстий следует пользоваться сверлом диаметром 2,5-5 мм, заправленным под острым углом, чтобы предотвратить больше утечки продукта. Отверстия при контрольных засверловках на отводах и полуотводах следует располагать преимущественно по наружному радиусу сгиба из расчёта одно отверстие на 0,2 м длины, но не менее одного отверстия на отвод или секцию сварного отвода.

Глубина контрольных засверловок устанавливается равной расчётной толщине трубопровода плюс П * С (где П- половина периода между очередными ревизиями, год, С- фактическая скорость коррозии трубопровода, мм/год).

Места расположения контрольных засверловок на трубопроводе следует чётко обозначить и зафиксировать в документацию.

Пропуск контрольного отверстия на трубопроводе свидетельствует о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру, поэтому такой трубопровод следует подвергнуть внеочередной ревизии.

Периодические испытания трубопроводов на прочность и плотность проводят, как правило, во время проведения ревизии трубопровода. Сроки проведения испытания с давлением до 10 Мпа (100 кгс/см2) принимаются равными удвоенной периодичности проведения ревизии, принятой согласно требованиям П.9.3.3. для данного трубопровода, но не реже одного раза в 8 лет.

Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением свыше Мпа (100 кгс/см2) должны быть не реже:

- для трубопроводов с температурой до 200 0С – один раз в 8 лет;

- для трубопроводов с температурой выше 200 0С – один раз в 4 года.

Техническое обслуживание и ремонт оборудования 2.2.

2.2.1. Трубопроводы технологические 2.2.1.1. Характер износа трубопроводов технологических Наиболее характерными повреждениями трубопроводов технологических являются:

- эрозионный, коррозионный, тепловой износ.[6] 2.2.1.2. Техническое обслуживание трубопроводов технологических При техническом обслуживании трубопроводов технологических проводятся следующие работы:

- наружный осмотр;

- проверка состояния сварных швов;

- проверка герметичности фланцевых соединений;

- проверка состояния опор и подвесок;

- проверка состояния изоляции.

2.2.1.3. Подготовка трубопроводов технологических к ремонту Подготовка трубопроводов технологических к ремонту проводится в следующем порядке:

- снижается избыточное давление до атмосферного и трубопровод освобождается от продукта;

- отключается арматурой, и ставятся заглушки;

- проводится продувка инертным газом или водяным паром с последующей промывкой водой и продувкой воздухом;

- выполняется анализ на наличие ядовитых и взрывоопасных продуктов;

- составляется план и получается разрешение на огневые работы, если они необходимы в процессе ремонта;

- составляется акт сдачи в ремонт.

2.2.1.4. Текущий ремонт трубопроводов технологических При текущем ремонте трубопроводов технологических выполняются следующие работы:

- наружный осмотр;

- очистка участков трубопровода от отложений;

- внутренний осмотр (выборочно);

- замер толщины стенок труб, отводов, тройников, переходов;

- замена дефектных участков;

- испытание на прочность и плотность.[2] 2.2.1.5. Капитальный ремонт трубопроводов технологических Капитальный ремонт трубопроводов технологических включает следующие работы:

- состав работ текущего ремонта;

- замена трубопровода или большей его части.

2.2.2. Колонный аппарат 2.2.2.1. Характер износа колонного аппарата Наиболее характерными повреждениями колонного аппарата являются:

- забивка колонны отложениями;

- коррозия ее элементов.

2.2.2.2. Техническое обслуживание колонного аппарата При техническом обслуживании колонного аппарата проводятся следующие работы:

- проверка состояния корпуса, днищ;

- проверка состояния сварных швов;

- проверка герметичности фланцевых соединений;

- проверка состояния прокладок люков-лазов, их герметичность;

- проверка состояния фундаментных болтов, при необходимости их подтяжка.[6] 2.2.2.3. Подготовка колонного аппарата к ремонту Подготовка колонного аппарата к ремонту проводится в следующем порядке:

- снижается избыточное давление до атмосферного и аппарат освобождается - отключается арматура, и ставятся заглушки на всех подводящих и отводящих трубопроводах;

- проводится продувка инертным газом или водяным паром с последующей промывкой водой и продувкой воздухом;

- выполняется анализ на наличие ядовитых и взрывоопасных продуктов;

- составляется план и получается разрешение на огневые работы, если они необходимы в процессе ремонта;

- составляется акт сдачи в ремонт.

2.2.2.4. Текущий ремонт колонного аппарата При текущем ремонте колонного аппарата выполняются следующие работы:

- очистка от отложений корпуса, внутренних устройств;

- частичная смена шпилек, колпачков, желобов (до 10%) или части насадки;

- ремонт или замена приемных устройств, замена прокладок люков-лазов, присоединительных трубопроводов;

- испытание на прочность и плотность.

2.2.2.5. Капитальный ремонт колонного аппарата Капитальный ремонт колонного аппарата включает следующие работы:

- состав работ текущего ремонта;

- замена деталей тарелок, насадок, при полной разборке и сборке;

- ремонт или замена паровых маточников, оросителей;

- замена обечаек, подварка или замена штуцеров.

2.2.2.6. Устройство и работа приспособления для ремонта колонного аппарата Устройство для разъединения фланцев работает следующим образом.

Между фланцами после снятия болтов вставляются упор и зажимной элемент. Через соосные отверстия упоров сквозь болтовые отверстия фланцев пропускается съемный фиксатор, который служит одновременно для крепления устройства к фланцам и фиксации соосности отверстий. После этого равномерным вращением головки силового винта по часовой стрелке происходит плавное передвижение толкателя. При этом упор давит своей поверхностью на один фланец, а разжимной элемент на другой фланец. Возникает достаточно разжимающая сила, которая вызывает разъединение фланцев на необходимую величину.

При вращении силового винта против часовой стрелки фланцы становятся на прежнее место.

Для снятия большой нагрузки на одно устройство желательно устанавливать два аналогичных устройства друг против друга.

В зависимости от условного диаметра фланцев устройства для разъема изготавливаются разных типоразмеров. [4] 2.2.3. Техническое обслуживание теплообменных аппаратов 2.2.3.1. Техническое обслуживание теплообменных аппаратов При техническом обслуживании трубопроводов технологических проводятся следующие работы:

- наружный осмотр;

- проверка состояния сварных швов;

- проверка герметичности фланцевых соединений;

- проверка состояния опор и подвесок;

- проверка состояния изоляции.

2.2.3.2. Подготовка теплообменных аппаратов к ремонту Подготовка трубопроводов технологических к ремонту проводится в следующем порядке:

- снижается избыточное давление до атмосферного и трубопровод освобождается от продукта;

- отключается арматурой, и ставятся заглушки;

- проводится продувка инертным газом или водяным паром с последующей промывкой водой и продувкой воздухом;

- выполняется анализ на наличие ядовитых и взрывоопасных продуктов;

- составляется план и получается разрешение на огневые работы, если они необходимы в процессе ремонта;

- составляется акт сдачи в ремонт.

2.2.3.3. Ремонт теплообменных аппаратов Текущий ремонт При текущем ремонте трубопроводов технологических выполняются следующие работы:

- наружный осмотр;

- очистка участков трубопровода от отложений;

- внутренний осмотр (выборочно);

- замер толщины стенок труб, отводов, тройников, переходов;

- замена дефектных участков;

- испытание на прочность и плотность.

Капитальный ремонт Капитальный ремонт трубопроводов технологических включает следующие работы:

- состав работ текущего ремонта;

- замена трубопровода или большей его части.

2.2.3.4. Устройство и работа приспособления для ремонта теплообменного аппарата Очень часто внутренние поверхности теплообменных труб невозможно достаточно полно очистить от отложений только промывкой. В таких случаях применяют механическую чистку. Процесс механической чистки трудоемок. В простейшем случае трубы вручную пронизывают шомполами — длинными прутками с наконечником-ершом. После этого (а иногда и одновременно) трубы продувают паром, подаваемым в каждую из них отдельно. При необходимости эти операции чередуют несколько раз, постепенно увеличивая диаметр наконечника-ерша.

На заводах нашли применение различные приспособления для механизации чистки. В основу их положен принцип вращательного бурения. Вращающийся наконечник-бур медленно проталкивается в очищаемую трубу под действием собственного веса (в случае вертикально установленных теплообменников) или усилием рабочего (в случае горизонтально установленных теплообменников). Бур на резьбе соединен с полым (трубчатым) валом, длина которого равна длине очищаемой трубы. Вал приводится во вращательное движение от пневмо или электродвигателя через редуктор. Приспособление снабжено золотниковым устройством для подачи внутрь труб промывной воды, которая через сквозные отверстия на поверхности бура выходит наружу, смывая разрыхленную грязь. В некоторых случаях вместо воды в трубы подают водяной пар;

при этом следует особенно тщательно соблюдать правила безопасности во избежание ожогов.С помощью этих приспособлений чистят также трубы других теплообменных аппаратов, в частности кожухотрубчатых с плавающей головкой и теплообменников типа «труба в трубе». После механической чистки трубы следует промыть горячей водой.[4] Возможные нарушения нормального технического состояния оборудования и способы их устранения Возможные нарушения нормального состояния (неполадки) оборудования объекта проектирования и способы их устранения представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Возможные нарушения нормального технического состояния оборудования и способы их устранения [6] Оборудование Характер неполадки ны возникновения устранения непонеполадки ладки Колонный аппа- Трещина корпуса Уменьшение толщи- Сварка или замена 1 Загрязнение трубок 1 Отложение солей, 1 Способ очистки выи трубных пучков. грязи и накипи. бирают с учетом состава отложений. Накипь удаляют промывкой трубок НСIс 2 Износ корпуса и от- 2 С увеличением от- 2 Замена части корпудельных деталей ложений возрастает са, днищ (крышек ) и Трубопровод техПотение сварного Коррозионный Замена участка нологический Организационная структура системы сервиса 2.4.

Рисунок 1 – Организационная структура системы сервиса В состав структуры входят следующие специалисты:

1 Инженер - технолог Разрабатывает и внедряет прогрессивные технологические процессы, виды оборудования и технологической оснастки, инструмента и приспособлений, предусмотренных технологией.

Рассчитывает нормы расхода материалов, разрабатывает технологические нормативы, инструкции, схемы сборки, вносит изменения в техническую документацию.

Обеспечивает составление технических расчетов и условий для изготовления запасных частей насосно-компрессорного оборудования.

2 Начальник цеха Осуществляет руководство и надзор за работой персонала производства, координирует работу подразделений производства по всем направлениям деятельности.

Начальник цеха обеспечивает:

- ритмичную и эффективную работу производства;

- выполнение графиков ППР технологического и динамического оборудования, электрооборудования;

- оперативное устранение локальных неисправностей, для обеспечения непрерывного производственного процесса;

- контроль за проведением ремонтных работ и испытания оборудования, за соблюдением правил эксплуатации и надзор за ним.

Начальник цеха проводит работу по:

- совершенствованию организации труда и ремонтного производства, его технологии, предупреждению брака и повышению качества продукции;

- внедрению в производство средств механизации и автоматизации, способствующих повышению производительности труда, увеличению выпуска продукции;

- внедрению стандартов, технических условий и других нормативных документов по ремонту и обслуживанию оборудования.[9] 3 Инженер по контролю качества Выявляет на предприятии участки производственной деятельности с регистрацией данных о качестве услуг, совершенствует систему сбора, учета и анализа информации о качестве продукции услуг.

Ведет учет, хранение и выдачу документации системы качества.

Изучает передовой отечественный и зарубежный опыт по разработке, внедрению, функционированию и совершенствованию системы качества.

Проводит контроль за соблюдением нормативных документов о системе качества.

Осуществляет руководство производственно – хозяйственной деятельностью производства по ремонту и техническому обслуживанию оборудования, зданий и сооружений производства.

Механик обеспечивает:

- безаварийную и надежную работу всех видов оборудования, трубопроводов, арматуры, зданий и сооружений и их технически правильную эксплуатацию, согласно нормативным документам;

- своевременный и качественный ремонт, техническое обслуживание;

- руководство работниками подразделений производства, осуществляющими ремонт оборудования и поддержание его в работоспособном состоянии;

- своевременный вывоз отходов производства.

Осуществляет технический надзор за состоянием и ремонтом защитных устройств на механическом оборудовании.

Своевременная подготовка ремонтной документации. Учет выполненных работ по ремонту и модернизации оборудования, контроль его качества.

Изучает условия работы оборудования. Осуществляет анализ причин и продолжительность простоев, связанных с техническим состоянием оборудования.

Разрабатывает и внедряет прогрессивные методы ремонта и восстановления узлов и деталей механизмов, а также мероприятия по увеличению сроков службы оборудования, сокращению его простоев и повышению сменности, предупреждению аварий.

Принимает участие в разработке инструкций по технической эксплуатации, смазке оборудования и уходу за ним, по безопасному ведению ремонтных работ. Ведет учет выполненных работ по ремонту и модернизации оборудования.

Своевременно и качественно устраняет локальных неисправностей оборудования, механизмов для обеспечения непрерывного производственного процесса, обслуживаемого производства с соблюдением технологии выполненных ремонтных работ.

Принимает участие в разработке графиков ремонта оборудования, закрепленным за участком и составляет дефектные ведомости.

Обеспечивает рабочих необходимыми материалами, запасными частями, инструментом и приспособлениями, автотранспортом для производства ремонтных работ.

Принимает меры для предупреждения простоев, обеспечивает экономию материалов, энергоресурсов, запасных частей.

Выполняет разборку, ремонт, сборку, испытание, регулировку и сдачу технологического оборудования установок, резервуаров после ремонта с использованием механизмов.

Выявляет и устраняет дефекты во время эксплуатации оборудования и при проверке в процессе ремонта.

Проводит проверку на прочность и испытание под нагрузкой отремонтированного оборудования.

Изготавливает приспособления для сборки и монтажа оборудования.

Вносит предложения направленные на ускорение ремонтных работ, улучшение их качества, увеличение межремонтного пробега оборудования, механизацию и автоматизацию ремонтных работ.

2.5. Сервисный план 2.5.1. Обоснование выбранной стратегии оказания услуг по техническому обслуживанию и ремонту установки первичной переработки нефти ЭЛОУ – АВТ - 6 ООО «Лукойл – Волгограднефтепереработка»

В процессе первичной переработки нефти при эксплуатации оборудования происходит потеря работоспособности главным образом из-за износа, коррозии и разрушения отдельных деталей.

Целью политики технического обслуживания заключается в минимизации суммарных затрат вследствие поломок и затрат на поддержание работоспособности оборудования, которое обеспечивает показатели качества при эксплуатации оборудования. Существует два основных подхода к техническому обслуживанию: реакционный и профилактический. Реакционный подход к техническому обслуживанию состоит в следующем: не производить никаких ремонтных работ, пока не произойдёт поломка. Иными словами, он связан с устранением неполадок, в то время как профилактическое обслуживание направлено на их предотвращение. Очевидно, что реакционный подход неприменим к системам, в которых безопасность имеет критическое значение.

Поэтому необходимо выполнять ряд мероприятий по поддержанию и восстановлению работоспособности оборудования, периодичность которых определяется конструктивными особенностями и условиями эксплуатации. Эти мероприятия, учитывающие специфику технологий нефтехимических производств, представляют собой систему технического обслуживания и ремонта техники (СТОиРТ). Такие системы разработаны в каждой отрасли промышленности.

На основании выше сказанного к разработке объекта сервиса применим процесс обслуживания и ремонта оборудования установки первичной Основным показателем качества предоставляемых услуг является соответствие производимой продукции установленным международным нормам и стандартам, произведенном на обслуживаемом оборудовании.

Разработанная в дипломном проекте система сервиса при техническом обслуживании и ремонте установки первичной переработки нефти может успешно внедрена и на других предприятиях, располагающих такими установками, поэтому на основании полученных технических решений, технико-экономических расчетов, описанных в различных разделах расчётно пояснительной записки, сформулируем коммерческое предложение и презентацию коммерческого предложения. Коммерческое предложение адресовано группе закупки, в которую входят:

- начальник ремонтного отдела;

- начальник установки;

- начальник технического отдела;

- главный инженер;

- генеральный директор.

2.5.2. Коммерческое предложение проектируемого объекта Наша организация имеет возможность предложить Вам свои услуги по ремонту, техническому обслуживанию основного и вспомогательного оборудования различных марок и типов.

Предприятие проводит диагностику оборудования с целью выявления оборудования, для которого требуется ремонт, техническое обслуживание.

Диагностика выполняется следующими методами:

- для стальных трубопроводов при рабочих давлениях до 0,5 МПа – 1,5Рраб, но не менее 0,2 МПа;

- для стальных трубопроводов при рабочих давлениях выше 0,5 МПа – 1,25Рраб, но не менее 0,3 МПа.[14] Трубопровод выдерживают под испытательным давлением в течение 5 мин, после чего давление снижают до рабочего. При испытании под рабочим давлением трубопровод осматривают, а сварные швы обстукивают молотком. Результаты считают удовлетворительными, если во время испытания не произошло падение давления по манометру, а в сварных швах, фланцевых соединениях и сальниках не обнаружено течи, пропусков при обмыливании и отпотевании.

Применяют полный и частичный контроль технического состояния емкостей и резервуаров. Частичный контроль выполняется без их вывода из эксплуатации и служит для предварительной оценки состояния колонн и аппаратов. При этом проводится внешний осмотр колонн и аппаратов, оборудования установленного на нем, измерение толщины стенок. При полном контроле резервуары выводятся из работы, опорожняются, продуваются, подвергаются дегазации, отглушаются, проветриваются, зачищаются и проводится внутренний осмотр. При визуальном осмотре выделяют видимые дефекты – выпучены, вмятины, разрушение футеровки, коррозия, трещины, расслоения, деформации и д. т.

Скрытые дефекты металла и сварных соединений выявляются с помощью гамма или рентгенографирования, ультразвукового контроля. Для этих целей используют аппараты типа ГУПТИ-0,53, ГУП-1-52, РИД-П, РУП, ИРА, УДМ-1М и ДУК 66. Колонны и аппараты, находящиеся в эксплуатации подвергаются трем видам ремонта: текущего, среднего и капитального.

Сроки ремонтов, наружного и внутреннего осмотра определяется органами Ростехнадзора в соответствии с агрессивностью сред – скорости коррозии, рабочих параметров (температуры и давления).

В процессе эксплуатации динамических машин и аппаратов происходит потеря их работоспособности главным образом из-за износа и разрушения отдельных деталей.

Для этого проводится вибродиагностика подшипниковых узлов, усталости ответственных деталей с помощью метода цветной магнитной или люминисцентной дифектоскопии с последующей проверкой шатунов ультрозвуком, по результатам дается экспертное заключение на эксплуатацию или проведение ремонта. [6] Наша организация обладает специалистами необходимого класса для выполнения любых работ при техническом обслуживании и ремонте установки первичной переработки нефти. При этом мы гарантируем соблюдение правил промышленной безопасности и охраны труда при проведении ремонта и высокое качество и надежность выполненных работ.

Разработанная в проекте система сервиса при техническом обслуживании и ремонте установки первичной переработки нефти носит комплексный характер и касается всего оборудования установки.

2.5.3. Презентация коммерческого предложения Девизом проектируемой системы сервиса является: " Мы произвели ремонт, а вы забыли о проблемах. " Наш коллектив обладает 32 специалистами высокого класса способными квалифицированно выполнить любой объём. При этом мы гарантируем безопасность и высокое качество выполнения всех выполняемых работ.

При техническом обслуживании основным направлением проектируемой организации - является своевременное выявление неисправностей оборудования. Для достижения поставленных задач проектируемая система сервисного обслуживания проводит диагностику основного и вспомогательного оборудования современными методами имея для этого необходимое оборудование и квалифицированный обслуживающий персонал.

Проектируемая система сервисного обслуживания делает ставку:

- на создание условий для непрерывного обучения и повышения профессионального уровня персонала сервиса;

- на формирование взаимовыгодных отношений со своими потребителями и поставщиками;

- на ответственность сотрудников проектируемой сервисной организации за достижение и поддержания качества определенных объектом сервиса;

- на обеспечение непрерывного повышения культуры производства, совершенствование процессов производства сервисных услуг.

Для обеспечения поставленных целей руководство проектируемой системы сервисного обслуживания обладает всеми необходимыми ресурсами, создает условия для активного участия всех работников сервисного обслуживания в развитии объекта сервиса, формируя тем самым имидж надежного и стабильного поставщика сервисных услуг, способного быстро реагировать на любые изменения требований как текущего, так и будущего рынка.

2.6. Контроль качества услуг Контроль качества услуг на проектируемом сервисном предприятии производится в три этапа:

Первый этап - входной контроль материалов, запасных частей, узлов поступающих в сервисную организацию.

Перечень материалов подлежащих входному контролю:

-прокат листовой;

- прокат профильный;

- детали фасонные (отводы, переходы, заглушки, тройники);

- поковки и штамповки, отливки;

- фланцы, прокладки (прокладочные материалы);

- крепежные изделия;

- сварочные материалы;

- электротехническое оборудование и материалы.

Второй этап - операционный контроль при производстве ремонтных работ (контроль каждой операции).

На проектируемом предприятии для надзора за выполнением ремонтных работ имеется отдел технического надзора, подчиненный главному механику предприятия. Отдел технического надзора состоит из инженерно-технических работников, специализирующихся по отдельны видам оборудования, трубопроводам, зданиям и т.д.

Технический надзор заключается в обеспечении безусловного соблюдения действующих на предприятии правил и норм по устройству и безопасной эксплуатации основных фондов (оборудование, средства производства, здания и сооружения).

Отдел технического надзора проводит систематические, запланированные осмотры, ревизии, технические освидетельствования и испытание действующего оборудования, а также проверяет правильность и полноту выполненных ремонтных работ, и соответствие нового оборудования техническим условиям. Высокий уровень надзора обеспечивается хорошим оснащением контрольно-измерительными приборами и специализированными контрольными лабораториями.

Третий этап - сдаточный контроль.

После завершения всех строительно-монтажных работ производители работ готовят субъект к сдаче заказчику. Оборудование должно сдаваться в эксплуатацию апробированным и в состоянии полной готовности к нормальной работе.

Каждое оборудование подвергается испытанию вхолостую. Емкости и аппараты опрессовывают, машины и механизмы проверяют сначала на холостом ходу, затем под нагрузкой. Режим испытания (давление, продолжительность, нагрузка), а также способы выявления дефектов и их устранения для каждого оборудования указаны в паспортах или рабочих чертежах и технологических картах.[10] После исправления замеченных дефектов в присутствии заказчика производится контрольное испытание и составляется акт о сдаче по утвержденной форме, свидетельствующий о готовности оборудования к комплексному опробованию. Комплексное опробование объекта производит начальник. Подрядчики устраняют отдельные недостатки, замеченные как при этом опробовании, так и в период вывода объекта на нормальный эксплуатационный режим.

Оборудование, подведомственно Ростехнадзору (аппараты, работающие под избыточным давлением более 0,7 кгс/см, краны, лифты и т.д.), разрешается к эксплуатации после регистрации их в органах Ростехнадзора.

Технологическое оборудование, аппараты и сосуды работающие под давлением подвергаются постоянному техническому освидетельствованию.

Техническому освидетельствованию подвергаются:

- сосуды работающие под давлением воды с температурой выше С или другой жидкости с температурой превышающей температуру кипения при давлении 0,7кг/см 2 без учета гидростатического давления.

- сосуды работают под давлением пара или газа свыше 0,7 кг/см 2 ;

- баллоны для транспортировки и хранения сжатых, сжиженных, растворимых газов давлением свыше 0,7кг/см 2 ;

- цистерны, бочки, для хранения сжатых и сжиженных газов, давление паров при температуре до 500 С превышает давление 0,7 кг/см 2 ;

- цистерны и сосуды для транспортировки и хранения сжатых и сжиженных газов, жидкостей, сыпучих тел в которых давление свыше 0,7 кг/см создается периодическое освидетельствование;

Техническое освидетельствование – это наружный и внутренний осмотр и гидроиспытание. При первичном освидетельствовании выявляются дефекты монтажа сосуда. А периодическое освидетельствование проводится в сроки определенные «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», определяются дефекты возникшие в процессе эксплуатации. Внеочередное техосвидетельствование проводится в следующих случаях:

- если сосуд не эксплуатировался более 12 месяцев ;

- если сосуд был демонтирован и установлен на новом месте ;

- если произведены выправления выпучин, вмятин, а также реконструкция или ремонт сосуда со сваркой или пайкой ;

- перед наложением защитного покрытия на стенки ;

- по требованию инспектора Ростехнадзора или лица надзора.

Гидравлическое испытание сосудов за исключением литых должно проводится пробным давлением Рпроб = 1,25Ррасч;

Для литых сосудов: Рпроб=1,5* Ррасч;

Также проводится внутренний осмотр сосудов и аппаратов. При внутреннем осмотре обращают внимание на возможные дефекты:

- на внутренней поверхности сосуда трещины, надрывы, коррозия стенок особенно в местах отборок и вырезов, получены, отдулины, раковины.

- дефекты сварки, подрезы, трещины подрыва, коррозия сварного соединения в сосудах защищенного исполнения – разрушение футеровки.

Насосное оборудование проходит ревизию в соответствии с графиком ППР.

Осмотр грузозахватных приспособлений- один раз в 10 дней, а редко используемых- перед выдачей в работу.

3. Расчет теплообменного аппарата предназначенного для нагрева нефти гудроном Гудрон изменяет температуру от 330 оС до 214 оС, а нефть от 110 оС до 182оС Нефть подается на блок четырьмя потоками Гудрон насосами Н-18 одним потокам прокачивается через теплообменник Т- Температурная схема теплообменника Т- Конечную температуру нагрева нефти определяем из теплового баланса теплообменника[7] =КПД теплообменника, принимаем равным 0, Энтальпии нефтепродуктов определяю по Q=26,8(751,1-511,67)·0,95+6095,82кВт по определяем конечную температуру нагрева нефти;

Определяем среднюю разность температур: