油田专用高压闸阀工艺改进

第一篇：油田专用高压闸阀工艺改进

油田专用高压闸阀工艺改进

采油井口装置(采油树)用闸阀是油田用量最大的专用闸阀，在闸阀制造过程中，阀体静水压强度试验和密封性能试验合格率太低(30%～70%)，并长期困扰生产厂。本文结合我厂的生产实际，就上述问题的症结进行了分析，提出解决办法。

1、毛坯铸造工艺的改进

我厂井口闸阀采用砂模铸钢毛坯，阀体加工过程中，在与阀座配合的内螺纹处经常出现气孔、缩松等铸造缺陷，经对阀体剖面的宏观分析发现，在图1所示的热节区，有程度不同的缩松现象，为解决上述问题，我们对铸造工艺进行多次改进试验。

1)改进浇冒口系统。将设置在阀体两侧圆柱面的浇冒口系统改为如图1所示在阀体底部设置的横直浇口系统；

2)改砂模铸造为熔模铸造；

3)改侧浇法为顶浇法，且使中法兰向下。由于熔模铸造比砂模铸造具有更好的透气性、更快、更均匀的冷却条件，所以组织更为致密。由于钢液从顶部浇入，又是从冒口直接浇入，浇冒口的位置靠近热节区。为铸件创造了极为有利的顺序凝固条件，热节区得到及时的补缩，所以经工艺改进后生产的铸件组织致密，消除了缩松、缩孔等铸造缺陷，产品合格率达到99%以上。

2、提高机加制造精度的措施

密封效果是阀门制造的关键要素。密封问题历来是机械加工行业很难解决的问题，为提高阀门的制造精度，保证阀门密封效果，经过理论研究和生产实践，归纳出以下几点改进措施。

阀体是闸阀生产中最关键的加工件，由于结构的要求，其阀座密封面与中心对称面倾斜3o～6o.对于中小型闸阀的阀体，我们采用卧式车床加辅助弯板工装(见图2)来完成阀座倾斜面的加工。但必须保证让弯板倾斜角度(3o～6o)与阀体的工艺要求一致。同时，更应严格地保证机床中心高与弯板工装中心高重合。允许误差控制在0.02mm～0.04mm之间。此外，阀体在加工过程中需考虑一次压紧、定位的准确性和可靠性。如图2所示，应将靠车床主轴线的重直面视为参照基准，利用弯板垂直面上的楔式槽与楔形块的滑动将阀体一端法兰面找正压紧，分别进行两面加工。此外，阀体在加工过程中，需在车床工装上靠回转盘旋转180o完成两端阀体内腔的加工。回转精度是靠分布在回转法兰两个对称分布的锥形定位销孔的重复定位来保证的。转位误差为0.01mm～0.02mm。

另外，要选择合适的配重与弯板配用。众所周知，车床上弯板工装的静平衡直接影响车床的加工精度和生产效率，所以我们在弯板的配重形状和布局上下了很大功夫，一是尽可能减少配重的回转半径，二是在布局上采用外圆内方的结构、改善圆周方向的动平衡性能，使得机床转速及工件的加工精度尽可能提高。最后，要保证密封副内各部件的协调加工：

即：阀体与闸板斜度的一致性；阀体与加工阀体弯板斜度的一致性；闸板与车削用斜度盘的一致性；闸板与磨削斜度台的斜度的一致性。

四种一致性之间相互联系、相互制约、相互依靠。四种一致性，我们是以车床弯板的斜度为依据，经多次筛选、磨削出标准斜度板，反过来再用标准斜度板修磨闸板车床用斜度工装，控制好四种一致性，生产率提高了，组装精度得以保证。

除此之外，还应有效地控制阀座的研磨工序，保证阀座表面平面度不低于100:0.01，保证表面粗糙度表面不受划伤、磕碰、研磨砂粒度不均等因素的影响，以达到研磨后的最佳效果，保证阀座的精度。

第二篇：论油田污水处理工艺与改进对策

论油田污水处理工艺与改进对策

摘 要 本文通过对油区污水处理工艺和现状的分析，根据现场处理工艺，借鉴国内外部分油田的先进经验，探讨并提出了一些可行的改进对策与建议。

关键词 油区 联合站 油田废水 污水处理工艺 水质

中图分类号：TE992.2 文献标识码：A

目前，联合站的污水经处理后大部分直接用于回注，但是，随着油田开发大部分进入高含水采油期，油田废水的产生量日益增多，而采油所需要注入的水毕竟是有限的，所以，导致联合站的污水库存非常紧张，再加上废水的成分也越来越复杂，以现在的处理工艺很难保证出水水质的各项指标每次都是达标的。

1联合站污水特性以及目前状况

1.1联合站污水特性

联合站污水的特点是采出液水温特别适合细菌生长、含有机物高、难降解物质多，而且受酸碱废水的影响、PH变化大；水中主要污染有油、COD、硫化物、氰化物、酚、氨氮、及其他有毒物质，并且矿化度高、铁锰成份随地质构成变化；表面张力大，残存有机化学药剂和其他杂质。这些都将直接影响回注水的使用。在含油废水中，还存在大量的铁细菌、硫酸盐还原菌、腐生菌，将增加污水处理系统的腐蚀速率，粘附速率、结垢厚度，降低系统的使用寿命。除此以外，含油废水中还有矿化度高，重金属物质较多的特点，其中铁、锰含量将直接影响回注水的使用，经氧化后的二价铁，所形成三价铁将沉积堵塞在回注油层，形成栓塞，因而也必须除去。总之，油田废水成分相当复杂，除了含有可溶性盐类和重金属、悬浮的乳化的原油、固体颗粒、硫化氢等天然的杂质外，还含有一些用来改变采出水性质的化学添加剂，如絮凝剂、混凝剂和复合碱，以及注入地层的酸类、除氧剂、润滑剂、杀菌剂、防垢剂等。

1.2联合站污水处理现状分析

（1）联合站主要污水处理工艺流程。联合站设计的污水处理工艺流程主要是“二段”式治理流程，主要分为沉降和过滤两部分，其主要构造物有一次沉降、二次混凝沉降罐和过滤罐。部分联合站没有过滤罐，且随着运行年限的增加，装有滤罐的联合站因缺乏维护资金及人力，滤罐也已经陆续停用。

图1：联合站污水处理流程图

目前油田大部分联合站滤罐已经失去作用或直接停用。

（2）回注水水质状况。联合站的污水经处理后的水质状况并不是很理想。

2联合站污水处理工艺存在问题

随着油田综合含水率的提高，再加上采油方法也越来越复杂，油田污水的产出量不断增加，污水的成份、性质也越来越复杂，联合站现有的污水处理系统越来越暴露出了它许多方面的问题。设计的污水处理工已经无法适应越来越复杂的油田废水处理的要求，目前此模式中的一些设备如混凝、过滤等由于资金方面的原因在有的联合站也没有让它运转起来，大部分都是只是用了一、二次沉降，这样原本就不适应的工艺就更加起不到它的作用了，它所起的作用仅仅只是取出部分油污以及固体颗粒物而已，很难达到去除SRB（硫酸盐还原菌）还有腐蚀率的目的。

3联合站污水处理现状的原因分析

3.1污水量紧张

注入水需求量越来越大的同时，采出污水量也越来越多，其增加的幅度远比回注水量的增加幅度要大得多，而联合站的处理能力并未得到提高，导致了联合站的污水量日益紧张，造成污水在沉降罐内停留时间缩短，沉降效果变差。

3.2污水处理工艺

按原来的设计，联合站的原污水处理工艺是适应其处理要求的，但现在随着油田开采方式的复杂化，使得采油废水的成份和性质也相应地变得越来越复杂化和多样化，在开采方式改变以前，污水水质没有现在这么复杂，同时，由于长期运行中设备、设施多处出现腐蚀严重的情况，现有的工艺流程中部分设备，如过滤等多处停运，这样目前的处理工艺不再适应现有的进口水质变化的要求，工艺中存在的问题变得日益突出。

3.3水质部分不达标

（1）脱出水及来水不稳定，对后续处理造成冲击。

（2）处理工艺不完善，且由于污水量增加，污水在处理设备中的停留时间缩短，在沉降罐、混凝罐内不能发挥污水罐应有的作用，使处理设备功能变差，效率变低。

（3）杀菌剂加药周期和工艺不合理。油田杀菌剂的投加方式为每4天冲击式投加，投加后的1-2天时间内，SRB菌得到有效控制，但2天以后，SRB菌又开始大量滋生。

4改进对策与建议

（1）采用先进的污水处理工艺与技术，以保证污水水质达标。①生物处理法。生物处理法是利用微生物的生物化学作用，将复杂的有机物分解为简单物质，将有毒物质转化为无毒物质，使废水得到净化。根据氧气的供应与否，生物处理法可分为好氧生物处理和厌氧生物处理。②混凝沉淀法。混凝沉淀法是借助混凝剂对胶体离子的静电中和、吸附、架桥等作用使胶体粒子脱稳，发生絮凝沉淀以除去污水中的悬浮物和可溶性污染物质。③电化学法。这种方法对处理某些性质的油田废水也是很奏效的。还有膜分离法等新型的污水处理方法也是很有研究价值的。

（2）应针对产出液变化情况，及时调整破乳剂加药量。将原油破乳剂由固定加药量，改成由自动化控制装置根据来液量的变化随时调整加药量。同时，根据区块油水井措施情况，严密监视脱出污水，必要时，及时加大药剂投加量。

（3）研究适用新型的杀菌剂，采用合适的药剂投加工艺。油田使用的杀菌剂多为非氧化型，主要有季铵盐类、醛类、含硫化合物及其复配物、酮类等。二氧化氯是一种强氧化剂，对微生物有较强的杀灭作用，被广泛用于饮用水和循环冷却水的消毒杀菌。与氯气比，二氧化氯具有杀菌效果好、用量少、作用快、适用PH范围广、持续时间长、与无机物和有机物反应具有很强的选择性等优点，越来越受到水处理工作者的重视。建议研究采用一种适合联合站的新型加药工艺，这样才能达到最好的杀菌效果。

参考文献

[1] 董晓军.探讨油田污水处理中化学药剂的应用[J].化工管理，2015（04）.

第三篇：油田工艺实习报告

一、目的及要求：

了解油田生产工艺流程，了解油气田开采的地面装置及其工作原理，了解开采——集输——计量——油、气、水分离的整个油田生产过程，为将来参加工作打下基础。

二、实习地点及方式：

地点：采油厂某矿（六厂二矿等）。方式：参观。

三、时间安排：三天半。

四、教学内容：

（一）单井生产原理及管理

1、自喷井装置及工作原理

自喷井井口装置主要包括三个部分：①油井控制部分——采油树。②油套管悬挂密封部分——油管头和套管头。③采油树附件，包括油嘴、压力表等。

①采油树：其作用是控制和调节油井生产，实现下井工具、仪表的起下操作和修井工作等。主要由套管四通、套管闸门、油管头、油管四通、总闸门、清蜡闸门及其所属附件组成。采油树按其连接方式不同分成三类：即法兰连接采油树、卡箍连接采油树和丝扣连接采油树。前者为老式采油树，因浪费钢材、拆装不便，已很少使用；后者则因丝扣使用不便、易损坏，也已基本淘汰。目前使用的主要为第二种。其基本结构如图1所示。

②套管头和油管头：套管头在整个采油树最下端，其作用是连接下井的各层套管，并密封各层套管的环形空间。油管头是从总闸门以下到套管四通大法兰的部分，包括套管四通和油管悬挂器。

③采油树附件：油嘴是用来控制和调节油井的产量的。不同尺寸的油嘴，对井底形成

图 1 大庆160型采油树示意图

1-清蜡闸门；2-套管四通；3-总闸门；4-套管压力表；5-套管闸门；6-生产闸门；7-油管压力表 的回压不同；生产压差不同，油井产量也就不同。按其安装部位不同可分为井下油嘴和地面油嘴。按结构分类可分为简易油嘴和多孔油嘴两大类。压力表的作用是用来观察和录取油套管资料的工具。装在生产闸门以外的压力表称为油管压力表（油压表），用以录取油管压力；装在套管闸门以外的压力表称为套管压力表（套压表），用于录取套管压力。

由于油田已进入三采或四采阶段，自喷井已极少见。

2、采油装置及工作原理 在油田开发过程中，当地层能量逐渐下降到不足以维持自喷或虽能自喷但产量过低，或一开始就不能自喷，就需要人工补充能量进行采油，即机械采油。其方法有气举采油和深井泵采油。而深井泵采油方法包括有杆泵采油及水力活塞泵、电动潜油泵及射流泵等无杆采油方法。有杆采油方法包括游梁式抽油机——深井泵装置和螺杆泵装置。在油田上广泛应用的是前者。有杆泵抽油装置由三部分组成（见图2）：地面部分——游梁式抽油机；

图2 有杆泵抽油装置示意图 吸入凡尔；2 泵筒；3 活塞；4 排出凡尔；5 抽油杆；6 油管；7 套管； 三通9盘根盒；10 驴头；11 游梁；12 连杆 ；13 曲柄；14 减速箱；15-动力机（电动机）

井下部分——抽油泵；中间部分——抽油杆柱。其工作原理是：由电动机经传动皮带将高速的旋转运动传递给减速箱；经三轴二级减速后，再由曲柄杆连杆机构将旋转运动变为游梁的上、下摆动。挂在驴头上的悬绳器通过抽油杆带动抽油泵柱塞作上、下往复运动，从而将原油抽至地面。

（1）抽油机装置及工作原理：

抽油机是有杆泵采油的主要地面设备，可分为有梁式和无梁式两种类型。前者在大庆被广泛采用，而后者为正在推广的新机型。有梁式抽油机又分为普通型（包括常规型和前置游梁式）；变形游梁式（包括异相曲柄式、六连杆增程式、双驴头式、摇杆平衡游梁式、双摆增程式、游梁斜直井式）两类。它们的装置结构和工作原理大同小异。最常用的为常规游梁抽油机，其装置结构见图3。无游梁式抽油机包括链条式、增距式和宽带式等几种类型，它的特点为长冲程低冲次，适合于深井和稠油井采油。目前在大庆使用的较少。

图3常规型游梁式抽油机结构示意图

抽油泵是有杆泵抽油系统中的主要设备，作业时安装在井下油管柱的下部，沉没在井筒中，通过抽油杆带动其工作。主要由工作筒（外筒和衬套）、柱塞及阀（游动阀和固定阀）组成（图4）。游动阀又叫做排出阀（或上部阀）；固定阀又叫吸入阀（或下部阀）。泵的活塞上、下运动一次叫做一个冲程。活塞在每分钟内完成向上、下冲程的次数叫冲次，上冲程是油杆带动活塞向上运动，活塞上的游动阀受油管内液柱压力作用而关闭，泵内压力随之降低。固定阀在沉没压力与泵内压力构成的压差作用下，克服重力而被打开，原油进泵而井口排油。下冲程是抽油杆柱带动活塞向下运动，固定阀一开始就关闭，泵内压力逐渐升高。当泵内压力升高到大于活塞以上液柱压力和游动阀重力时，游动阀被顶开，活塞下部液体通过游动阀进入活塞上部，泵内液体排向油管。上、下冲程不断地交替进行，就使得原油不断地被举升到地面上来。

（2）有杆泵采油井口装置及井口流程

有杆泵井口装有采油树。应用较广泛有KY——250型和可转动偏心井口型两种。前者在大庆较常见，主要由套管法兰、套管四通、套管阀门、油管头上法兰、总阀门、油管四通、生产阀门、油嘴套等组成（见图5）。

抽油井井口流程，主要有单管流程、双管掺热流程与三管热水伴随流程。单管生产井

图4抽油泵结构示意图

图5 KY-250型采油树

1-套管法兰；2-套管四通；3-套管阀门；4-卡箍；5-油管头上法兰；6-总阀门；7-油嘴套；

8-生产阀门；9-油管四通；10-压力表；11-压力表截止阀；12-接头

口装置流程如图6所示。从油井生产出的油水混合物经过油嘴进入出油管线，然后通过集油干线进入计量站计量、汇集，输往转油站或联合站，它用于以下三种情况：油井出油温度达50~60℃以上；外界气温常年较高，最低在-10℃以下；在高含水期开发的油田上。

双管掺热水井口流程包括掺水保温流程、热洗流程、地面循环流程（图7）。其生产流程是将联合站脱后污水加热，返输回油井口，在油嘴后掺入出油管线，提高集油管线中原油的温度。同时，脱后污水中残存的表面活性剂在集油管络中部分破坏油水乳化液，使油水发生分离，大大减轻了原油脱水工作量。

三管热水伴随井口流程如图8所示，它由出油管线、回水管线组成。其中，回水管线与油管线组合在一起，回水对油管线伴随保温进站；井口来热水管线单独保温，以提高热水到达井口时的温度，从计量站来的热水到达井口后，对油嘴套保温，然后通过水管线返回计量站。

图6 抽油井单管井口流程图

图7 双管油嘴后掺水井口流程

3、潜油电泵系统组成及工作原理

电泵井的系统组成如图9所示。它由三大部分、七大组件组成。三大部分是：①地面部分：包括变压器、控制屏、接线盒以及特殊井口装置；②中间部分：中间油管和动力电缆；③井下部分：包括多级离心泵、油气分离器、潜油电机和保护器等。七大组件是指潜油电机、保护器、油气分离器、多级离心泵、电缆、控制屏和变压器。工作时，地面高压电源通过变压器变为电机所需要的工作电压，输入到控制屏内，然后经电缆将电能传给井下电机，使电机带动离心泵旋转，把井液抽入泵内。进泵的液体通过多级离心泵的叶轮逐级增压，经油嘴举到地面。

4、地面注水装置及流程

注水就是通过注入井将水注入油（气）藏，保持地层压力的一种有效措施。注水是我

图8 三管热水伴随井口流程 图9 潜油电泵管柱示意图

国油田开发的一种十分重要的开发形式，对我国的原油生产起到关键的作用。

（1）注水站设备及流程。注水站主要有储水罐、汇水管路、高压泵、输水管路等组成。此外还装有水量计量及压力计量的仪表，如流量表、水表及压力表等。其流程是来自水源的水先经过净化处理储存于储水罐内。然后汇水管将罐内的水输给高压注水泵，高压注水泵使水增压，达到规定要求。高压水从泵出口进入分水管汇，分水管汇将高压水打入各输水管路，并送到各个配水间及井口。

（2）配水间及配水流程 配水间是调节、控制注水井注水量的操作间。在配水间，将注水站来的高压水，按油田注水方案的要求，在配水间进行控制和计量。一般分为单井配水间和多井配水间两种类型。单井配水间用来调节、控制一口注水井的注水量。其流程与装置比较简单（如图10所示）。其流程是从注水站来的高压水→来水阀门→高压水表→配水阀门→井口。

图10 单井配水间配水流程

1-总来水阀门；2-水表；3-接箍与丝堵；4-配水阀门；5-生产阀门；6-采油树；7-套管阀门 多井配水间流程分为流量计计量和水表计量流程。流量计计量的多井配水间流程如图11所示，分为：A正常注水流程：来水管线→来水阀门→流量计上游阀门→流量计→流量计下游阀门→井口；B洗井流程：来水管线→洗井阀门→流量计→洗井旁通阀→井口。正常注水时，配水间的洗井流程是关闭的。洗井时，水经洗井流程进入井筒内。水表计量多井配水间流程如图12所示，即：注入水从来水汇管→水表上游阀门→水表→水表下游阀门→井口。

图11 流量计计量多井配水间流程

图12 水表计量多配水间流程

（3）注水井井口装置及流程

注水采油树多采用CYb——250型采油树，其结构如图13所示，其流程如图14所示。根据注水方式的不同，注水井井口可分三种流程：配水间来水经生产阀门、总阀门，从油管注入到油层中去，称为正注；关闭生产阀门，使配水间来水从套管阀门进入油套环形空间，并注入油层中，称为反注；正、反同注称为合注。

图13 Cyb-250型采油树

图14 注水井井口流程

1-生产阀门；2-测试阀门；3-总阀门；4-套管阀门

（二）油气集输工艺

把油气田各井采出的油气进行收集、分离、初步处理，并输送到油库（外输首站）和天然气用户的整个过程，称为油气集输。

1、油气集输流程的种类

根据转油和计量油方式不同可分为：分井计量、分井转油；集中计量、集中转油；分井计量、集中转油等典型流程。

按输送介质分类可分为：单管密闭混输流程和油气混输流程（小站流程）。

按集输管网形状可分为：排状或环状管网、“米”字型管网及放射状管网。

2、大庆常用集输流程 萨尔图流程（“串糖葫芦”流程，图15），为单管多井串联集输，井口采用水套炉加热保温，单井计量，井口产品在转油站、脱水站分离脱水后外输，为“单管混输流程”。

图15 萨尔图流程

喇嘛甸流程（图16），是井口加热，双管出油，高压热油洗井流程。不但具有“萨尔图”流程井口加热的特点，而且还具有单井进站集中计量的小站流程特点，为双管流程。此外还有三管热水伴随流程，双管掺热水流程、双管掺热油流程等。

3、计量站流程

计量站的作用是收集油井生产的油气，进行单井油气计量，将计量后的油气汇集，并输往转油站处理；同时，计量站还向油井输送保温热载体。它分为三管热水伴随计量站流程和双管掺热水计量站流程。两者均包含油气汇集计量流程和保温流程两大部分。两者是相似的，其流程如图17所示：

单井油气计量：单井来油→单井计量阀→计量管线→计量分离器→分离器出油阀→输油干线→油站。

油气汇集输送：单井来油→单井来油管线→单井进汇管阀→原油汇管→汇管总阀→输油干线→油站。热水伴随和掺热水保温流程的主要目的是保证原油不凝固、不结蜡，使其流动舒畅。

4、输油站工艺流程

矿场油气集输及处理的一般过程是：油井生产出的油气混合物输至计量站后，经过单井油气计量，各井生产的油气汇集入集汇管，并依靠油气本身的能量输送至转油站。

到达转油站的各计量站来油，通过大口径汇管输入分离器进行油气分离，分离出的天然气经干燥后输向集气站及用户；分离出的原油进入沉降、缓冲罐，沉降脱游离水。沉降后的原油输往联合站进一步进行电化学脱水，脱去乳化水，最后外输至油库。

转油站与联合站脱出的污水，输出到污水处理站处理、净化，净化后的污水输往注水站重新加压并注入油层。在转油站，还有沉降出的部分污水经再加热回输到油井，进行井口保温或热洗井筒。

第四篇：工艺改进方案

某厂生产工艺的调整与改进

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改质沥青生产工艺的改进

随着炭化工业对煤沥青质量要求的提高，中温沥青已不能适应高强度和高密度的高档碳材料产品的生产，改质沥青以其高软化点（100～115℃)、甲苯不溶物含量高（28%～34%)、喹啉不溶物含量高（8%～14%）和结焦值高（< 54%）等优良性能替代了中温沥青，被广泛应用于炭素制品中作为粘结剂。

我厂2005年建成了1套15万t/a焦油加工装置及配套的5万t/a改质沥青生产装置。在设计和建设期间，考察了国内多家改质沥青生产装置的运行情况，通过对比，对传统改质沥青生产工艺进行了改进，经过3年多的生产运行，效果良好。传统工艺存在的问题

目前国内改质沥青大多采用2个或3个反应釜串联的常压连续热聚工艺。根据考察，该工艺在生产过程中存在以下缺点。

1)3号反应釜后沥青П形管的放散不畅通，易造成虹吸现象，导致釜内物料被抽空。

2)沥青П形管易堵，检修频繁。

3)改质后的高温沥青（约400℃）为泵后冷却，沥青液下泵在高温下运行，轴套易磨损变形，使用周期短。并且高温运行对泵的性能等级要求较高，大部分厂家采用价格昂贵的进口泵。改进措施

我厂改质沥青生产装置设计时采用高温热聚法，在保持工艺流程不变的前提下，对传统的3釜串联工艺进行了改进，见图1。

图1 改进后的改质沥青生产工艺流程

1)取消了3号反应釜后的П形管，将3号反应釜由侧线进料、底部出料改为底部进料、侧线出料，在3号釜内侧线出口处增设了200mm高的T型放散管，这样保证了3号釜内液面高于侧线出口，使改质沥青可从侧线连续满管流出。2)将高温改质沥青冷却由传统的泵后冷却改为泵前冷却，从3号反应釜出来的改质沥青先自流入沥青冷却器冷却后再进入沥青中间地罐，然后由液下泵送入沥青高位槽。

3)由于高温沥青自流入沥青冷却器，我们将沥青冷却器设计成5组蛇管并联，单独运行，根据生产量的大小调节蛇管的使用数量，避免了因沥青量小、流速慢而导致冷却器蛇管的结焦。改进后工艺特点

1)改进后的工艺，由于取消了3号反应釜后的П形管，改为2、3号反应釜之间底部连通，沥青从3号反应釜侧线溢流，避免了釜被抽空的虹吸现象，同时也避免了频繁的拆除清通П形管。

2)改质后的高温沥青由泵后冷却改为泵前冷却，既消除了沥青中间槽高温下操作的不安全隐患，又使得液下泵由400℃高温下运行改为250℃下运行，降低了泵的检修频率和延长了泵的使用寿命，且价格较低的国产泵即可满足要求。

3)改质沥青泵前冷却采用浸没式冷却器，根据投产以来的生产实践，在冬季可不加水直接空冷将沥青温度降到250℃左右，减少了水分蒸发，节约了水资源。问题与讨论

3年多的运行证明，改进后的改质沥青生产装置降低了劳动强度，减少了生产成本，产品质量符合改质沥青质量指标要求。但仍存在反应釜及沥青管线结焦的问题，生产1个月就需倒换反应釜进行检查。今后还需对改质沥青生产工艺进行完善。

第五篇：工艺改进报告

车间工艺问题改进

绕线车间

层式线圈绕制过程中的问题：

1、撑条较少每方距离大于60mm时应使用假撑条将导线撑起以免线圈塌方，影响线圈性能。另外建议将每方撑条间距扩大至100mm左右，以节约成本。

2、层式线圈起头应采用布带斜拉，压在后面至少三匝线匝中且要求上下翻压布带。在油变层式线圈中更为重要

3、层式线圈中软端圈的固定：应与临近线匝采用“8”绑扎固定，特别是撑条上的第一层，由于电磁线与绝缘材料的弹性不同造成在端部形成的弧度不同，端圈不能完全的压在电磁线上。较厚的软端圈如果只采用简单的预埋几方布带拉紧会降低端绝缘的机械强度，而且线圈末端采用上述办法拉紧并不可靠。

4、层间绝缘

4.1、层间绝缘的存放：没有防尘防潮处理，鉴于线圈烘烤时没有采用变压法真空干燥，有必要采取防护措施以防潮，建议的绝缘材料上遮盖聚酯薄膜，即可防潮也可防尘。

4.2、层间绝缘的使用：由于绝缘材料宽度不够而引起的绝缘材料搭接问题，不应采用横向搭接的方式，应采取纵向搭接，横向搭接会导致局部外径过大，纵向搭接应避开相见位置。另外建议一般客户层间绝缘采用0.18mmTFT复合纸以降低成本。

5、饼式线圈

加强饼包扎有漏包现象，如梳型撑条处，以及铜排引出位置，另有包扎不平整，空腔较多问题。漏包会导致绝缘薄弱环节发击穿爬电的质量隐患，建议将加强饼位置槽口放大2mm，绕制线圈时将内径放大1mm以保证线圈加强绝缘时可以顺利包扎。

6、线圈绕制前后无尺寸及外观的检验：

1、绕制前线规、绝缘筒尺寸以及材料清洁问题的自检、专检，2、绕制后对线圈外径尺寸、轴向尺寸、外观的自检、专检，3、以及绕制过程中的过程检验：如绝缘包扎、尖角打磨、焊渣清理等。对以上问题存在失控状态。

7、H级绝缘线圈使用B级绝绝缘材料问题。

8、铁芯车间

铁芯纵剪去边应视毛刺情况，不应每卷都去边以减少损耗。

破好的条料存放时没有涂刷防锈液，导致较多产品铁芯表面锈迹严重，如果使用钢刷清理比较费时费工，不清理直接涂漆会造成产品运行过程中，铁芯表面漆层凸包，脱落 横剪过程：

横剪设备：启源600型全自动横剪线，通力半自动横剪线、简易横剪线、V冲各一台。

现在以上设备在白天共同承担了横剪任务，夜间停开，建议停开半自动及简易横剪线，全自动横剪线全天运行，提高全自动设备的使用效率，以降低工时成本。全自动横剪线每卷留下尾料用胶带与上一卷末端连接可以减少尾料的剩余。带有穿心孔的铁芯码制时应使用定位棒，每码制15-20mm厚敲齐一次，可以很好的将上下铁轭定位，添加宽座角尺调整立柱平面垂直度可以提高码制速度。