Введение
1. Теоретическая часть
1.1. Организация технического обслуживания и ремонта компрессоров 2СГ-50
1.2. Планирование работ по техническому обслуживанию и ремонту на нефтегазодобывающих предприятиях
1.3. Оборудование и техническая оснастка, используемые при выполнении технического обслуживания и ремонта компрессоров 2СГ50
2. Расчётная часть
2.1. План по труду
2.2. План по себестоимости
2.3. Предложения по снижению себестоимости технического обслуживания и ремонта компрессоров 2СГ-50
Заключение
Список литературы
В нефтяных месторождениях широко применяются компрессоры типа 2СГ-50.
Газомотокомпрессор 2СГ-50 представляет собой агрегат, состоящий из компрессора и газового двигателя внутреннего сгорания (ДВС).
Двигатель и компрессор смонтированы на общей фундаментной раме.
В настоящее время им укомплектовываются блочные компрессорные станции
типа КС-550.
Все эти компрессоры выпускаются в основном с четырьмя рабочими цилиндрами, реже с тремя или с пятью с различным сочетанием числа цилиндров на первой, второй и третьей ступенях в зависимости от условий.
Для пуска газомоторного компрессора 2СГ-50 используют сжатый воздух,
Который даёт первоначальный толчок поршню двигателя.
Вращательное движение коленчатого вала через кривошипно-шатунный механизм (КШМ) и крейцкопф сообщает штоку и поршню возвратно-поступательное движение.
Применение газомоторных компрессоров (ГМК) 2СГ-50 более эффективно чем комбинированных и поршневых компрессоров.
Целью курсовой работы является расчёт среднегодовых технико-экономических показателей работы цеха по техническому обслуживанию и ремонту компрессоров 2СГ-50.
В курсовой работе рассчитываются план по труду, план себестоимости, предложения по снижению себестоимости технического обслуживания и ремонта компрессоров 2СГ-50.
-
Общая часть.
В современной технологии нефтедобычи и нефтехимии большое значение имеют процессы сжатия газов с характеристиками, отличающимися от характеристики сжатого воздуха. Особенно большое распространение получили углеводородные газы, как естественные, так и продукты нефтепереработки. При эксплуатации компрессоров на сжатие таких газов необходимо учитывать следующие особенности. Углеводородные газы представляют собой смесь угле водородов метана, этана, этилена, пропана, пропилена, бутана, бутиленов и др. Отдельные компоненты нефтяных газов, например С3, С4, С5 и выше, обладают способностью легко конденсироваться, особенно в термодинамических условиях работы цилиндров компрессоров и их холодильников. При этом может быть резко снижена (на 15—20%) подача компрессора.
При работе компрессоров на жидких нефтяных газах могут создаваться условия (р и T), при которых отдельные компоненты начнут конденсироваться в цилиндрах компрессоров. В первую очередь это отражается на режиме смазки. Конденсат (жидкие углеводороды) растворяет смазку, в связи с чем в цилиндрах наблюдаются «сухое» трение, преждевременный износ и поломка поршневых колец, выработка зеркала цилиндра. Это приводит к появлению утечек газа через поршневые кольца, а также к перегрузке ступеней и преждевременной остановке компрессора на ремонт. Кроме того, обильная конденсация углеводородов в цилиндрах приводит к гидравлическим ударам, что отражается на работе кривошипно-шатунного механизма и может вызвать поломки деталей цилиндровой группы. При компримировании некоторых газов наблюдается отложение полимеров на поршне и в рабочих клапанах, забивка поршневых канавок и нарушение герметичности каналов. Особенность эксплуатации компрессоров на углеводородных газах заключается в необходимости обеспечения безопасности их работы, так как в этом случае компрессорные установки относятся к категорий особо взрывоопасных агрегатов.
Все это приводит к тому, что при эксплуатации компрессоров на сжатие углеводородных газов необходимо создать условия для конденсации углеводородов в холодильниках компрессоров, сбора и вывода конденсата из системы компримирования, а также обеспечить выбор термодинамических режимов, предотвращающих конденсацию углеводородов в цилиндре