46367

МОНТАЖ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Курсовая

Производство и промышленные технологии

Площадку укрупнительной сборки узлов трубопроводов и оборудования необходимо оснастить установками для автоматической сварки труб ПАУ601 ПАУ602 а также сварочными агрегатами типа АДД. В значительной степени работа газоперекачивающего агрегата зависит от качества фундамента. Рассмотрим монтаж ГПА блочноконвейерного типа на примере газоперекачивающего агрегата ГПАЦ63 А. Монтаж газоперекачивающего агрегата включает следующие технологические операции: доставку блоков ГПА в зону монтажа в пределы вылета стрелы крана; установку блоков ГПА...

Русский

2013-11-21

284.5 KB

183 чел.

МОНТАЖ, ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ

ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ

ПРИРОДНОГО ГАЗА

1 МОНТАЖ НАГНЕТАТЕЛЕЙ

1.1 Организация монтажных работ. Монтаж газоперекачивающих агрегатов выполняют специализированные монтажные организации по специально разработанным проектам производства работ и инструкциям заводов-изготовителей.

Организация монтажных работ базируется на принципах комплектно-блочного и крупноблочного монтажа технологического, энергетического оборудования, технологических трубопроводов и технологических металлоконструкций, основывающихся на полной заводской готовности оборудования, изготовляемого в заводских условиях, поставке технологических трубопроводов и технологических металлоконструкций укрупненными узлами и блоками с заводов или производственных баз монтажных организаций.

На монтажную площадку поступают блоки под пломбой, из которых собирают газоперекачивающий агрегат. Обвязочные трубопроводы поставляются узлами и блоками.

Климатические зоны, в которых расположены объекты для монтажных работ, существенно влияют на организацию работ в целом. Если предстоит строительство компрессорной станции в отдаленных и труднодоступных районах, то подготовка производства, комплектация участка механизмами, состав бригад должны отвечать повышенным требованиям.

Монтажная площадка КС условно делится на четыре зоны: складирования оборудования, блочно-комплектных устройств, арматуры, узлов трубопроводов, металлоконструкций и материалов; стоянки машин и механизмов; укрупнительной сборки оборудования и трубопроводов; собственно монтажных работ на объекте.

Все это должно найти отражение на монтажном генплане проекта производства работ, который в период подготовки производства должен быть согласован со строительной организацией и организацией-заказчиком, так как в нем должны быть отражены специфические требования по подготовке площадки для стоянки механизмов, укрупнительной сборки, разводке электроэнергии (если она имеется на площадке), на установку дополнительного освещения, подачу воды и т.п. Основание площадок должно выдерживать удельное давление более 0,6 МПа при работе тяжелых кранов. Щебеночное покрытие должно быть на 100 мм выше уровня земли. На генплане необходимо указать грузопотоки доставки оборудования и укрупненных узлов трубопроводов, расстановку и график движения грузоподъемной и другой техники, очередность монтажа установок.

В период подготовки монтажных работ при заключении договоров субподряда необходимо составить и согласовать с генподрядной организацией мероприятия по обеспечению монтажных бригад жильем, столовой, медицинским и культурно-бытовым обслуживанием.

Для доставки на площадку оборудования, узлов трубопроводов, материалов необходим автотранспорт.

На период доставки труб участок должен быть оснащен трубовозом. При хранении материалов и оборудования необходимо выполнять требования инструкций заводов-изготовителей. Следует помнить, что трубы, хранящиеся в штабелях, не должны иметь высоту более 3 м, нижний ряд их должен быть уложен на подкладки и укреплен от раскатывания металлическими башмаками или концевыми упорами.

Для разгрузки и выгрузки оборудования и узлов трубопроводов на монтажном участке должны использоваться стреловые самоходные гусеничные краны. Взамен гусеничных можно применять автомобильные краны, а также трубоукладчики.

Места складирования, проходы, проезды, организация погрузо-разгрузочных работ должны быть разработаны в проекте производства работ. Там же должны предусматриваться складские помещения, рампы для хранения баллонов с сжиженными газами, склад горюче-смазочных материалов. Для этой цели используются автоцистерны ВМЦ-4 и др.

Площадку укрупнительной сборки узлов трубопроводов и оборудования необходимо оснастить установками для автоматической сварки труб ПАУ-601, ПАУ-602, а также сварочными агрегатами типа АДД. Особое внимание при подготовке производства следует обратить на комплектование участка инструментом, приспособлениями и средствами малой механизации, применение которых повышает качество работ и сокращает сроки монтажа. За основу необходимо принимать бригадный нормокомплект инструментов, приспособлений и средств малой механизации.

Участок также должен быть обеспечен грузовыми стропами. Качество и типы грузовых стропов должны подбираться в соответствии с проектом производства работ.

1.2 Подготовка фундаментов под оборудование. В значительной степени работа газоперекачивающего агрегата зависит от качества фундамента.

На фундамент влияет масло, разрыхляя и постепенно разрушая бетон, поэтому на некоторые типы газоперекачивающих агрегатов на монтажной площадке изготовляют металлические поддоны. Существуют и другие способы защиты бетона от масла - применение маслостойких красок или жидкого стекла, которыми покрывают фундамент.

Важное значение имеет качество бетона, из которого изготовлен фундамент. Прочность бетона определяет строительная лаборатория по контрольным образцам, изготовленным одновременно со строительством фундамента и из того же бетона. Материалы строительной лаборатории передаются монтажной организации перед приемкой фундамента.

Качество бетона фундамента ориентировочно оценивают, остукивая его молотком и зубилом в вертикальной и горизонтальной плоскостях. Монолитность и прочность определяют по звуку, который должен быть чистым, а не глухим или дребезжащим. Бетон не должен крошиться или осыпаться. Если есть сомнения в прочности фундамента, то необходимо вызвать специалистов строителей для проведения экспертизы и составления акта о пригодности фундамента. Проверку фундамента необходимо начинать с определения правильности его положения по отношению к зданию компрессорного цеха или индивидуальному укрытию, а также по отношению к другим фундаментам газоперекачивающих агрегатов. Затем проверяют наличие главных продольной и поперечных осей, а также реперов. Оси и реперы должны располагаться таким образом, чтобы они не были закрыты монтируемым газоперекачивающим агрегатом.

На период установки газоперекачивающих агрегатов положение осей фундамента фиксируют при помощи стальной струнной проволоки диаметром 0,3-0,5 мм, закрепленной в оседержателях. Для натяжения струны диаметром 0,3 мм необходим груз 7 кг, а для натяжения струны диаметром 0,5 мм - 20 кг.

На исполнительный чертеж фундамента наносят действительные размеры, полученные в результате сооружения фундамента, и проектные, указанные в скобках. При проверке колодцев под анкерные болты необходимо обращать внимание на вертикальность стенок колодцев и горизонтальность ниш колодцев под анкерные плиты.

1.3 Монтаж ГПА в контейнерах. Большинство современных ГПА блочно-контейнерного типа собирают на месте эксплуатации из транспортабельных блоков заводского изготовления, устанавливаемых баз укрытий: ГПЦ-6,3 А; ГПА-6,3 АЛ; ГПА-Ц-16; ГНТ-16.

Монтаж выполняют в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей. Блоки турбоагрегатов монтируют двумя кранами или трубоукладчиками. Для монтажа применяют краны СКГ-40, РДК-250 (СКГ-25) или трубоукладчики (К-594, ТГ-20) грузоподъемностью до 90 т, тали и лебедки.

Рассмотрим монтаж ГПА блочно-конвейерного типа на примере газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-6,3 А.

Перед началом монтажа необходимо произвести следующие работы:

-осмотреть монтажную площадку (все строительные работы должны быть завершены);

-проверить проект производства монтажных работ, который должен содержать исчерпывающие сведения о порядке выполнения работ, обеспечивающем необходимое качество и пооперационный его контроль;

-принять оборудование в монтаж, для чего совместно с персоналом завода-изготовителя проверить сохранность упаковки и консервации, наличие соответствующих заглушек и пломб, отсутствие повреждений, коррозии, трещин и др.; соответствие принимаемого оборудования комплектовочной ведомости;

-проверить и очистить нижние поверхности блоков перед монтажом, установив их на устойчивые подкладки, высота которых обеспечивает доступ к поверхности, подлежащей зачистке или осмотру.

В случаях повреждения оборудования или его упаковки из-за неправильного хранения или транспортирования изготовитель снимает свои гарантийные обязательства, а агрегат восстанавливает заказчик в установленном порядке:

При гидроиспытаниях газовой обвязки установить заглушки на входном и выходном фланцах нагнетателя.

1.4 Монтаж ГПА в индивидуальных зданиях. 

1.4.1 Газоперекачивающие агрегаты с приводом от стационарных газовых турбин ГТН-6, ГТК-10, ГТН-16, ГТН-25, ГТН-10И, ГТН-25И (импортного производства) поставляют с заводов-изготовителей в виде отдельных блоков, полностью подготовленных к монтажу; газоперекачивающие агрегаты с электроприводом СТД-6300-2 и СТД-12500 - в виде трех отдельных блоков: электродвигателя, редуктора и центробежного нагнетателя. Все агрегаты, за исключением ГТК-10, ГТН-10И, устанавливают на фундаменты на отметках, близких к нулевым (+0,4 - +0,7 м). Газоперекачивающие агрегаты ГТК-10 устанавливают на столбчатых фундаментах на отметках от +4,5 до +4,8 м.

Монтаж газоперекачивающего агрегата включает следующие технологические операции: доставку блоков ГПА в зону монтажа (в пределы вылета стрелы крана); установку блоков ГПА на опорные поверхности фундамента; выверку и стыковку монтажных блоков; затяжку фундаментных или анкерных болтов.

Рассмотрим технологию и организацию монтажа мощных газоперекачивающих агрегатов. Агрегат ГТН-25И устанавливают на фундамент на высотной отметке +0,720. Агрегат поставляют на площадки сооружаемых компрессорных станций в виде четырех основных монтажных блоков: нагнетателя массой 60 т, турбины низкого давления массой 34 т, турбины высокого давления массой 56 т и блока маслохозяйства массой 29 т. Монтаж газоперекачивающих агрегатов проводят до начала строительства индивидуальных зданий. Самоходные монтажные краны для монтажа блоков ГТН-25И выбирают, исходя из максимальной массы блока (т.е. в нашем случае 60 т) и с учетом необходимого вылета стрелы. На практике в зависимости от возможностей монтажной организации применяют два варианта монтажа: с помощью самоходного гусеничного крана КС-8161 максимальной грузоподъемностью 100 т с вылетом стрелы 20 м; с помощью двух кранов-трубоукладчиков ТГ-502 грузоподъемностью по 50 т каждый с кабиной спереди.

Монтаж газоперекачивающих агрегатов ведут последовательно по захваткам. Захваткой служит фундамент под агрегат. Следовательно, общее число захваток равно трем. В пределах каждой захватки последовательно выполняют следующие монтажные операции: монтаж центробежного нагнетателя; монтаж блока турбины низкого давления; монтаж блока турбины высокого давления; монтаж блока маслохозяйства.

Монтаж газоперекачивающих агрегатов ГТН-25 (отечественного производства) практически не отличается от вышеописанного монтажа агрегата ГТН-25И (импортного производства). Отличие - главным образом в массе блоков. Так, для отечественных ГТН-25 заводы поставляют единый турбоблок массой 90 т, включающий блоки турбины высокого и низкого давления, осевой воздушный компрессор и камеру сгорания. С этим же блоком конструктивно связан и поставляется совместно блок маслохозяйства.

Кроме мощных газоперекачивающих агрегатов ГТН-25 и ГТН-16 на компрессорных станциях также монтируют и менее мощные агрегаты ГТК-10. Эти агрегаты монтируют на столбчатых фундаментах с высотными отметками в пределах от 4 до 5 м.

1.4.2  Монтаж газоперекачивающих агрегатов с электроприводом. В состав газоперекачивающего агрегата с электроприводом входят три основных монтажных блока: центробежный нагнетатель, синхронный электродвигатель и редуктор. Основной газоперекачивающий агрегат с электроприводом, применяемый на вновь сооружаемых. компрессорных станциях, – СТД-12500. Центробежный нагнетатель и редуктор поставляют на одной раме. Основные монтажные блоки газоперекачивающего агрегата СТД-12500 имеют следующие массы: синхронный электродвигатель СТД-12500 - 28,9 т, редуктор вместе с центробежным нагнетателем К-37С-18-2 – 47,8 т.

Газоперекачивающие агрегаты СТД-12500 монтируют на массивных железобетонных или свайных фундаментах со стальными опорными рамами. При этом нагнетатель вместе с редуктором устанавливают практически на нулевой высотной отметке -0,080 м, а электродвигатель - на плюсовой отметке +0,980 м, что обеспечивает использование смотрового канала для периодического осмотра и ремонта электродвигателя. Валы электродвигателя и нагнетателя соединяют с входным и выходными валами редуктора с помощью зубчатых муфт.

Вначале на фундамент устанавливают электродвигатель с рамой, а затем редуктор и центробежный нагнетатель, смонтированные на одной раме. После установки монтажных блоков газоперекачивающего агрегата с электроприводом проводят их выверку в горизонтальной и вертикальной плоскости. За базовый блок принимают редуктор. После выверки и закрепления редуктора к нему прицентровывают электродвигатель в центробежный нагнетатель.

Такая последовательность выверки связана с наличием в цепи не двух, а трех последовательно центрируемых машин (нагнетатель,  редуктор,  электродвигатель).  Если  за базу принять нагнетатель или электродвигатель, то при последовательной центровке ошибка измерений возрастает.

Выверку редуктора проводят в горизонтальной и вертикальной плоскостях. В горизонтальной плоскости добиваются совмещения осей редуктора с осями фундамента по методу натяжения струн с отвесами. Выверку в вертикальной плоскости осуществляют с помощью подкладок или бесподкладочным методом (на установочных болтах). После выверки редуктора с него снимают верхнюю крышку и проверяют состояние зубчатого зацепления.

По окончании выверки редуктор закрепляют фундаментальными или анкерными болтами. К входному валу редуктора прицентровывают электродвигатель, а к выходному валу - центробежный нагнетатель.

Окончив предварительную выверку и прицентровку электродвигателя и нагнетателя, проводят предварительную затяжку фундаментных или анкерных болтов.

Затем выполняют подливку рам газоперекачивающего агрегата бетонной смесью.

Когда бетон достигает необходимой прочности (не менее 70% проектной), окончательно выверяют и затягивают фундаментные или анкерные болты.

При монтаже газоперекачивающего агрегата с электроприводом на стальные рамы свайного фундамента подливку бетонной смесью не выполняют, а сразу производят затяжку анкерных болтов.

2  ЭКСПЛУАТАЦИЯ НАГНЕТАТЕЛЕЙ

2.1 Подготовка к пуску и первый пуск агрегата. Пуск нагнетателя рассмотрим на примере агрегата ГПА-Ц-6,3 (рис. 1).

После монтажа или капитального ремонта с целью очистки внутренних поверхностей трубопроводов и арматуры от загрязнений проводят прокачку системы маслоснабжения, для чего осуществляют технологическую переобвязку системы под прокачку в соответствии с инструкцией по эксплуатации агрегата. Прокачку ведут до тех пор, пока масло не будет чистым.

По окончании прокачки мало сливают в бак, промывают внутренние поверхности фильтров, устанавливают штатные фильтропакеты. Затем сливают масло из бака, промывают внутреннюю его поверхность, после чего собирают штатную систему маслоснабжения агрегата.

Подготавливают к пуску системы смазки нагнетателя, для чего необходимо заполнить бак маслом до указанного уровня через стационарный фильтр тонкой фильтрации, включить насос и по манометрам проконтролировать заполнение системы маслом, отрегулировать давление в напорном коллекторе смазки (0,15 ... 0,20 МПа), убедиться, что перепад давления на фильтрах не превышает 0,2 МПа.

Подготавливают к пуску систему уплотнительного масла. После включения пускового насоса уплотнительного масла по манометрам контролируют заполнение системы маслом. Заполнение аккумулятора маслом прослеживается по визуальному уровню, установленному на аккумуляторе. Контролируется герметичность фланцевых, шаровых соединений, сальников арматуры.

Проверяют герметичность газового контура нагнетателя, для чего (см. рис. 88), периодически включая байпасный кран 1, заполняют газовый контур нагнетателя до номинального значения и следят за герметичностью соединений. Проверку герметичности производят с помощью обмыливания.

Рисунок 1 -   Схема газовой обвязки агрегата ГПА-Ц-6,3:

ЦК - нагнетатель; ДВ - двигатель

Проверяют перепад давления "масло-газ" по показанию вторичного прибора, установленного на щите управления. Оно должно быть в пределах от 0,15 до 0,2 МПа. В случае отклонения от указанного значения производят настройку перепада давления.

Проверяют работу контрольно-измерительных и сигнализирующих приборов.

После проверки системы необходимо стравить газ из контура нагнетателя и выключить пусковые насосы смазки нагнетателя и уплотнительного масла.

С целью выявления готовности двигателя и других механизмов и устройств к работе производят холодную прокрутку двигателя. Холодная прокрутка осуществляется со щита управления или из централизованного диспетчерского пункта.

После команды на холодную прокрутку запускают пусковой насос смазки  уплотнения. При достижении давления масла в системе смазки 0,12 МПа автоматически открывается отсечной кран 9 пускового газа, закрывается свечной кран 10 пускового газа и открывается кран 11 пускового газа. Агрегат выходит на режим холодной прокрутки длительностью 45 с. После выдержки 45 с автоматически подается команда на останов, при этом происходит закрытие вентиля 9, открытие крана 10, закрытие крана 11 и отключение пускового насоса уплотнения. После выдержки 5 мин автоматически отключается пусковой насос смазки.

Если при холодной прокрутке будут замечены отклонения в работе агрегата, то необходимо установить и устранить неисправности и повторить холодную прокрутку.

2.2 Пуск агрегата по схеме «кольцо». После холодной прокрутки производят пуск агрегата и сдачу его в эксплуатацию. Пуск производят автоматически по схеме "кольцо".

После нажатия кнопки "Пуск" включаются пусковой насос смазки и пусковой насос уплотнения. При достижении давления смазки 0,l2 МПа и перепада давления "масло-газ" 0,12 МПа открывается байпасный кран 1 заполнения контура и после выдержки 10 с закрывается свечной кран 4 газового контура. Затем после выдержки 10 с и достижения давления в полости нагнетателя р = 1 МПа последовательно происходит (см. рис. 88) следующее: открытие крана 2 на входе газа в нагнетатель; закрытие байпасного крана 1 и заполнение контура; открытие отсечного крана 9 пускового газа; закрытие свечного крана 10 пускового газа; открытие отсечного крана 8 топливного газа; закрытие свечного крана 7 топливного газа;   открытие крана 11 пускового газа.

При достижении на роторе высокого давления частоты вращения

п = 1800 1/мин автоматически происходит:

-открытие байпасного крана 3 системы регулирования по схеме "кольцо";    

-открытие крана 6 запальной горелки топливного газа;

- включение зажигания в камере сгорания.

При достижении на роторе высокого давления частоты вращения

п = 4500 1/мин автоматически происходит:

-закрытие крана 6 запальной горелки;

-закрытие крана 11 пускового газа;

-закрытие отсечного крана 9 пускового газа;

-открытие свечного крана 10 пускового газа;

-отключение системы зажигания в камере сгорания.

При достижении на роторе высокого давления частоты вращения

п = 66001/мин автоматически отключаются пусковой насос уплотнения и пусковой насос, и режим пуска агрегата считается оконченным.

После выхода агрегата на режим "кольцо" при первом пуске необходимо проработать на установившемся режиме 10-15 мин и проконтролировать следующие номинальные значения параметров.

Номинальные значения параметров работы агрегата ГПА-Ц-6,3-76-1,45

Параметр, его размерность                                                   Значение параметра

Давление газа начальное, МПа:

номинальное ............................................................................ 5,14

минимальное ...........................................................................  3,27

Давление газа конечное, МПа:

номинальное ..................................................................................... 7,45

максимальное …................................................................................ 8,57

Давление масла в напорном коллекторе системы

смазки нагнетателя, МПа ................................................................. 0,15

Перепад давления "масло-газ", МПа .............................................. 0,15

Перепад давление на маслофильтрах системы смазки, МПа........ ≤ 0,1

Перепад давления на маслофильтрах системы

уплотнения, МПа ............................................................................... ≤ 0,49

Максимальная температура газов за турбиной

низкого давления, К ........................................................................... ≤ 953

Температура масла подшипников нагнетателя, К .......................... ≤ 343

Температура масла на входе в двигатель

для всех режимов, 0С ....................................................................... От 5 до 110 Температура масла после холодильника

системы нагнетателя, К ...................................................................... 323

Максимальная частота вращения ротора

ВД, об/мин ........................................................................................... 13365

Частота вращения ротора силовой турбины, об/мин:

максимальная ............................................................................... 8650

минимальная ................................................................................ 6150

Максимальный уровень вибрации двигателя, мм/с .......................... 40

Вибрация нагнетателя, мкм ................................................................. 60

Температура газа на входе в нагнетатель, К ...................................... 288

2.3 Обеспечение экономичной работы компрессорной станции. Оптимальный режим КС определяется на основании системных оптимизационных расчетов, проводимых диспетчерскими подразделениями для магистрального газопровода и (или) систем магистральных газопроводов.

Для повышения экономичности работы оборудования КС проводят следующие мероприятия:

-поддерживают режим с максимальным давлением газа на выходе КС;

-снижают рабочую температуру технологического газа на выходе КС;

-повышают коэффициент загрузки ГПА;

-оптимизируют режимы работы нагнетателей и компрессоров: применяют сменные элементы проточной части ЦБН, изменяют частоту вращения роторов и коленчатых валов компрессоров, изменяют число работающих агрегатов и схему включения их;

-контролируют и уменьшают гидравлические сопротивления технологических коммуникаций, установок очистки и охлаждения газа (своевременная очистка, предупреждение гидратообразования, включение в работу требуемого числа аппаратов);

-предупреждают эрозионный износ технологического оборудования, обеспечивая кондиционность рабочих сред (технологического и топливного газа, циклового воздуха, смазочных и уплотнительных масел); сокращают расход смазочных материалов; своевременно обнаруживают и устраняют перетечки через байпасирующую запорную арматуру;

-контролируют и восстанавливают при ремонтах паспортные характеристики оборудования;

-сокращают число плановых и вынужденных остановок и пусков ГПА;

-проводят модернизацию оборудования, улучшающую его технико-экономические показатели;

-контролируют качество сжигания газа в камерах сгорания газовых турбин, проводя периодический анализ состава продуктов сгорания и осуществляя при необходимости наладочные работы для снижения содержания горючих и токсичных компонентов.

2.4 Возможные неисправности и способы их устранения рассмотрим на примере агрегата ГПА-Ц-6,3. Наиболее возможные неисправности и способы их устранения указаны в табл. 5. Отказы и неисправности двигателя устраняют в соответствии с требованиями инструкции на двигатели. Во всех случаях перед устранением неисправности необходимо убедиться в исправности контрольно-измерительных приборов и сигнальных ламп.

Таблица 5 - Возможные неисправности и способы их устранения

Неисправность, внешнее проявление, дополнительные признаки

Вероятная

причина

Способы

устранения

Повышение температуры масла в подшипниках нагнетателя.

1. Нарушена настройка редукционных клапанов.

2. Не работают вентиляторы обдува маслоохладителей.

3. Нарушена настройка реле температуры.

1. Проверить настройку давления редукционных клапанов (на всасывающей стороне – 0,12 – 0,15 МПа, на нагнетательной стороне – 0,63 МПа)

2. Включить вентиляторы.

3. Включить вентиляторы.

Продолжение табл. 5.

Неисправность, внешнее проявление, дополнительные признаки

Вероятная

причина

Способы

устранения

Температура масла после маслоохладителей выше нормы.

1. Не работают вентиляторы обдува.

2. Нарушена настройка реле температуры.

3. Забились грязью теплообменники.

1. Включить вентиляторы.

2. Проверить настройку реле температуры, при необходимости заменить их.

3. Очистить и промыть пластины маслоохладителей.

Останов агрегата при падении давления масла в системе смазки нагнетателя.

1. Нарушена герметичность системы.

2. Засорены или перемёрзли импульсные трубки.

3. Неисправен главный насос смазки.

4. Забит приёмный фильтр главного насоса смазки.

5. Нарушена настройка редукционного клапана на нагнетательной стороне.

6. Повышенный перепад давления на масляных фильтрах.

7. Нарушена настройка редукционного масляного клапана на стороне всасывания.

8. Закрыты вентили на фильтрах масляной системы.

9. Разрыв пластин маслоотделителя.

10. Заедание золотника внутри редукционных масляных клапанов.

11. Низкий уровень масла в баке.

12. Ложная выдача сигнала системой КИП и А.

1. Обнаружить и устранить негерметичность.

2. Продуть импульсные трубки, увеличить температуру воздуха в отсеках агрегата.

3. Обнаружить и устранить неисправность.

4. Очистить фильтр и заменить масло.

5. Произвести настройку редукционного клапана до 0,63 МПа.

6. Заменить фильтры.

7. Произвести настройку редукционного клапана до 0,12-0,15 МПа.

8. Открыть вентили.

9. Заменить пластины.

10. Устранить заедание.

11. Залить масло в бак.

12. Произвести проверку системы.

Останов агрегата из-за перепада давлений «масло-газ».

1. Нарушена настройка регулятора перепада давлений.

1. Настроить регулятор перепада давлений на перепад 0,15-0,2 МПа.

2. Повышенный перепад на фильтрах.

3. Вышли из строя насосы.

4. Повышенный расход масла через уплотнения.

5. Повышенная температура масла.

6. Закрыты задвижки на фильтрах.

7. Перемерзание или засорение импульсных трубок.

8. Открыты задвижки и клапаны на перепускных и спускных линиях.

9. Нарушена герметичность системы.

10. Наличие воздуха в системе.

11. Ложная выдача сигнала системой КИП и А.

12. Разрыв мембраны регулятора перепада давлений.

13. Низкий уровень масла в аккумуляторе.

2. Заменить фильтры.

3. Заменить насосы.

4. Произвести настройку регулятора перепада давления в пределах от 0,15 до 0,2 МПа.

5. Проверить работу вентиляторов.

6. Открыть задвижки.

7. Продуть импульсные трубки. Увеличить температуру воздуха в отсеках агрегата.

8. Закрыть задвижки и клапаны.

9. Проверить герметичность системы.

10. Удалить воздух из системы.

11. Проверить систему.

12. Заменить мембрану регулятора перепада давлений.

13. Стравить воздух из аккумулятора масла и проверить поплавковый и шариковый клапаны в аккумуляторе масла.

Колебание перепада давлений «масло-газ»

1. Не работает система регулирования помпажа.

2. Нагнетатель работает в помпажном режиме.

1. Проверить настройку системы.

2. Устранить помпажный режим работы нагнетателя.

Перепад давления на фильтрах смазки и уплотнений выше нормы.

1. Закрыты вентили на фильтрах.

2. Загрязнены фильтры.

1. Открыть вентили.

2. Заменить фильтры.

Повышенный расход масла в системе нагнетателя.

1. Нарушена настройка регулятора перепада давлений.

2. Нарушена регулировка маслоотводчика.

3. Негерметичность клапанов аккумуляторов  

1. Отрегулировать регуляторы.

2. Проверить регулировку маслоотводчика.

3. Произвести ревизию клапанов.

4. Вышли из строя уплотнительные кольца вала нагнетателя.

5. Зазор по уплотнительным кольцам вала нагнетателя выше допустимого.

6. Масло в маслобаке не соответствует требованиям, указанным в инструкции по эксплуатации.

4. Заменить кольца.

5. Заменить уплотнительные кольца.

6. Заменить масло.

Неисправен маслоотводчик.

1. Разрегулирован маслоотводчик.

2. Затонул поплавок.

3. Заедание в рычажном механизме.

1. Отрегулировать маслоотводчик.

2. Заменить поплавок.

3. Устранить заедание.

Течь масла в блоке маслоохладителей.

1. Разрушены уплотняющие прокладки.

2. Нарушена герметичность теплообменника.

3. Нарушена герметичность трубопровода.

1. Заменить прокладки.

2. Заменить теплообменник.

3. Подтянуть фланцевые и шарово-конусные соединения.

Течь масла в редукционных клапанах.

1. Недостаточно затянуты накидная гайка и гайки крепления нажимного фланца.

2. Износ набивки сальника.

1. Подтянуть накидную гайку и гайки крепления.

2. Заменить сальник.

Не работают указатели уровня в маслобаках.

1. Нарушена герметичность поплавка.

2. Заедание механизма.

3. Неисправность КИП и А.

1. Устранить неисправность.

2. Устранить заедание.

3. Проверить систему   

КИП и А.

Вибрация ротора нагнетателя выше нормы.

1. Проверить режим работы агрегата.

2. Проанализировать показания датчиков вибрации по предыдущим замерам.

3. Осмотреть шейки вала ротора в месте установки датчиков.

4. Проверить крепление двигателя и нагнетателя к раме турбоблока.

5. Проверить наличие зазора между корпусом свободной турбины и улиткой, привести его в соответствие с

требованиями чертежа.

6. Проверить центровку двигатель-нагнетатель, при необходимости произвести подцентровку.

7. Проверить износ шеек ротора под подшипники.

8. С помощью эндоскопа определить техническое состояние проточных частей нагнетателя.

Осевой сдвиг ротора нагнетателя больше нормы.

1. Проанализировать значение температур упорного подшипника по предыдущим замерам.

2. Проконтролировать вибрацию и выбег ротора нагнетателя.

2.5 Пуск и вывод на режим. Подготовку и пуск агрегата выполняют, как и первый пуск агрегата. Для работы ГПА на магистральный газопровод необходимо нажать кнопку "магистраль" и проконтролировать на щите управления последовательность операций: прокачка системы маслоснабжения агрегата, подготовка к пуску систем смазки нагнетателя, двигателя, уплотнительного масла, подготовка воздухоочистительного устройства, блока фильтров топливного газа, системы пожаротушения, а также открытие крана выхода газа из нагнетателя 2 и пускового байпасного крана (см. рис. 1).

При работе на магистральный газопровод хотя бы одного агрегата последующий агрегат включают, установив с помощью регулятора нагнетателя такую же частоту вращения свободной турбины на включаемом агрегате, как и на работающем: n2 = n1 ± 50,

где п1 - частота вращения работающего агрегата, 1/мин; п2 - частота вращения включаемого агрегата, 1/мин.

Потребляемая нагнетателем мощность не должна превышать номинальную более, чем на 20%, а рабочая точка должна находиться правее помпажного режима.

Объемная производительность нагнетателя (в м3/мин) по условиям всасывания определяется по формуле

                                ,

где  - коэффициент расхода конфузора;  - перепад газа на конфузор, кПа;        R - газовая постоянная, Дж/кг·К; Тн -температура газа на входе в нагнетатель;           zн - коэффициент сжимаемости газа; рн - давление газа на входе в нагнетатель, МПа.

Не допускается работа агрегата в помпажной зоне, так как она сопровождается глухими ударами в нагнетателе и трубопроводах, изменением частоты вращения, вибрацией нагнетателя и свободной турбины.

В случае несрабатывания защиты по помпажу производят аварийный останов агрегата.

2.6 Техническое обслуживание агрегата во время работы. Во время работы агрегата через каждые 2 часа записывают значения контролируемых параметров в журнал работы агрегата, а также отмечают дату и время пуска и останова агрегата. Наружный осмотр работающих агрегатов и их обслуживание выполняют в соответствии с рекомендациями, приведенными ниже; следят за перепадом давления на фильтрах системы смазки и уплотнений, при достижении значения перепада давления на фильтрах смазки 0,2 МПа (2 кг/см2) и на фильтрах уплотнения 0,5 МПа (5 кг/см2) включают резервный фильтр; следят за уровнем масла в маслобаках; производят раз в сутки качественный анализ масла на содержание механических примесей или воды; очистку масла производят с помощью станционного фильтра тонкой очистки (центрифуги). Очистку осуществляют до тех пор, пока масло не будет соответствовать требованиям ГОСТ 9972-74. Раз в месяц проводят полный анализ масла. Осмотр производится два раза в смену (при приеме и сдаче смены).

Места наружного осмотра работающего агрегата

                         Операция                                                           Продолжительность

                                                                                                           операции, мин

Осмотр камеры всасывания (через смотровое окно)                                0,5

Осмотр отсека маслоагрегатов (с заходом в отсек)                                   2,5

Осмотр отсека пожаротушения (с заходом в отсек)                                  0,5

Осмотр фильтров топливного газа                                                               1,0

Осмотр отсека двигателя (с двух сторон через смотровые окна)             2,0

Осмотр отсека нагнетателя (с двух сторон через смотровые окна)          2,0

Осмотр блока автоматики (с заходом в блок)                                             0,5

Осмотр блока вентиляции (с заходом в блок)                                             0,5

Осмотр отсеков маслоохладителей (с заходом в отсеки)                           2,0

Переход между точками осмотра                                                                  0,5

2.7 Нормальный останов. Нормальный останов агрегата производится нажатием кнопки "Нормальный останов" в автоматическом режиме.

Последовательность технологических операций при нормальном останове следующая (см. рис. 1): открыть пусковой байпасный кран 3, закрыть кран 5 на выходе газа из нагнетателя.

После выдержки 360 с следует: отключить вентиляторы воздухоочистительного устройства и охлаждения двигателей; закрыть отсечной кран топливного газа 8; открыть свечной кран топливного газа 2; включить пусковой насос смазки и пусковой насос уплотнительного масла; закрыть пусковой байпасный кран 3; закрыть кран входа газа в нагнетатель 2; открыть свечной кран контура 4; отключить пусковой насос уплотнительного масла.

После выдержки 300 с: отключить пусковой насос смазки; отключить индикатор "Нормальный останов"; включить индикатор "Готов к пуску".

2.8 Аварийный останов. Аварийный останов агрегата происходит автоматически при срабатывании одной из защит при аварийном значении параметров, приведенных ниже. При этом на щите управления загорается табло соответствующей защиты.

Значения параметров аварийного останова агрегата

                      Параметры                                             Аварийное значение

Температура, 0С:

масла после подшипников нагнетателя                      > 80

масла нагнетателя                                                          > 65

газа на выходе из нагнетателя                                      > 85

(для всех исполнений агрегата) :

на режиме                                                                   > 700

при запуске                                                                 > 650

Давление масла нагнетателя, МПа                                       < 0,08

Перепад давлений масло-газ, МПа                                       < 0,05

Разрежение по всасывающей камере, МПа                         < 0,08

Уровень масла, мм:

в маслобаке двигателя                                                    > 600

в маслобаке нагнетателя                                                 > 520

Частота вращения, об/мин:

ротора ВД                                                                         > 14000

ротора НД                                                                         > 10500

ротора СТ                                                                          > 9150

Виброскорость, мм/с:

передней опоры двигателя (горизонтальная)                > 55

задней опоры двигателя (горизонтальная)                     > 55

задней опары двигателя (вертикальная)                         > 55

Вибросмещение, мкм:

передней опоры нагнетателя                                           > 100

задней опоры нагнетателя                                                > 100

Осевой сдвиг ротора нагнетателя, мм                                     > 1,0

Контроль напряжения питания:

U = 27 В                                                                              23,5

U = 220 В                                                                            185

Кроме того, аварийный останов агрегата происходит при помпаже двигателя, негерметичности дозатора газа, стружке в масле двигателя, загазованности отсеков двигателя и нагнетателя, пожаре в отсеках двигателя, нагнетателя, маслоагрегатов, блока системы обеспечения, помпаже нагнетателя.

Операции выхода агрегата на режиме аварийного останова контролируют техническими средствами, установленными на щите управления.

Аварийный останов агрегата производят вручную нажатием кнопки "Аварийный останов" в следующих случаях:

-угроза безопасности обслуживающему персоналу или поломка агрегата;

-появление шумов иди ненормальных стуков;

-сильные утечки масла.

Если при нажатии на кнопку "Аварийный останов" агрегат не останавливается, остановить его вручную закрытием отсечного крана 8 топливного газа, после чего закрыть кран выхода газа из нагнетателя 5, пусковой байпасный кран 3, открыть свечной кран контура 4 (см. рис. 1).

2.9 Особенности эксплуатации нагнетателей с различным приводом. Все операции, связанные с пуском или остановкой агрегата, проводятся дежурным персоналом. Пуск агрегата, вышедшего из ремонта, производится в соответствии с утвержденным положением о порядке сдачи в ремонт и приемки из ремонта. Пуск ГПА, оснащенных агрегатной системой автоматического управления (САУ), в процессе нормальной эксплуатации должен осуществляться автоматически.

Обязанности дежурного персонала в процессе эксплуатации зависят от типа привода.

При эксплуатации газотурбинных ГПА персонал обязан поддерживать оптимальный режим работы, осуществлять контроль и периодическую регистрацию параметров, анализировать причины их изменения и отклонения от номинальных, принимать меры к предупреждению опасных режимов, в том числе:

-не допускать повышения давления газа после нагнетателей выше предельно допустимого путем регулирования частот вращения роторов, изменения числа работающих ГПА и перестройки схемы работы ГПА;

не допускать повышения температуры газа на выходе КЦ выше предельно допустимой, регулируя режим и число работающих установок охлаждения, режим работы ГПА или газопровода;

-контролировать объемные расходы через нагнетатели и предупреждать возможность работы в зонах с пониженным объемным расходом (зона помпажа) и повышенным объемным расходом (зона опасных режимов по условиям динамической прочности), изменяя число ГПА и схемы работы их, частоту вращения роторов, режим газопровода, а также перепуском газа;

-поддерживать рабочую температуру продуктов сгорания в турбине, не допуская при изменении нагрузки (или внешних условий) превышения установленных величин;

-не допускать превышения мощности на муфте ГТУ выше допустимой для данного типа агрегата;

-не допускать работу ГПА при частотах вращения роторов выше или ниже величин, установленных инструкцией завода-изготовителя;

-контролировать метеоусловия и параметры атмосферного воздуха; предупреждать возможность обледенения всасывающего тракта нагнетателя, своевременно включая, регулируя и контролируя работу противообледенительной системы, обеспечивать эффективную работу воздухозаборного устройства (особенно в периоды пыльных бурь); контролировать разрежение на входе нагнетателя и своевременно заменять сменные фильтрующие элементы;

-контролировать параметры технологического газа с целью анализа и предупреждения условий гидратообразования в технологических коммуникациях и установках КЦ;

-контролировать перепады давлений и их изменение во времени в установках очистки, охлаждения газа, на защитных решетках и других элементах технологических коммуникаций, для предупреждения повышения гидравлических сопротивлений;

-обеспечивать эффективную работу установок очистки газа с целью предотвращения эрозионного износа и загрязнения проточных частей ЦБН включением необходимого числа аппаратов, периодическим их дренажем, очисткой и своевременной заменой сменных элементов;

-контролировать параметры работы топливной системы и их изменение во времени, обеспечивая надежную и эффективную работу редуцирующих клапанов, подогревателей (если предусмотрены) и установок подготовки топливного газа;

-контролировать качество воды в системах охлаждения путем взятия проб на анализ;

-контролировать уровень масла в маслобаках и своевременно проводить дозаправку;

-контролировать давление, температуру и качество масла в системах смазки, регулирования и уплотнения; обеспечивать температурный режим масла и подшипников в пределах, установленных инструкцией завода-изготовителя; определять значения и изменения перепадов давления в масляных фильтрах и своевременно их очищать; проверять работоспособность системы уплотнения и ее элементов: поплавковой камеры, газоотделителя, аккумулятора масла, регулятора перепада, винтовых насосов, импульсных линий;

-контролировать комплектность и работоспособность средств пожаротушения;

-контролировать величину и изменение уровня вибраций;

-поддерживать температурный режим в производственных помещениях в соответствии с требованиями проекта.

При эксплуатации электроприводных ГПА персонал обязан поддерживать оптимальный режим работы, контролировать параметры, анализировать причины их изменения и отклонения от нормальных величин, принимать меры к предупреждению аварийных режимов, такие же, как и для газотурбинных ГПА.

Автоматическая аварийная остановка ГПА при срабатывании защит и аварийная остановка дежурным персоналом должны осуществляться в соответствии с требованиями технической документации ВЦ.

Не допускается в процессе эксплуатации отключать автоматические защиты или изменять их установки без согласования с заводом-изготовителем, а для электрических защит - без согласования с энергоснабжающей и проектной организациями.

В необходимых случаях, связанных с временным отключением некоторых защит, например, для обслуживания приборов, должно быть организовано наблюдение за агрегатом.

ВЦ должен быть аварийно остановлен с отключением его от газопровода и выпуском газа также в следующих случаях:

-при пожаре в здании (укрытии) и невозможности его ликвидации имеющимися средствами пожаротушения;

-при пожаре на установках очистки и охлаждения газа и технологических коммуникациях;

-при разрыве технологических газопроводов высокого давления;

-во время стихийных бедствий, создающих угрозу оборудованию и жизни людей (наводнение, землетрясение и др.).

В случае аварийной остановки агрегата необходимо выяснить причину остановки и до ее устранения не запускать данный агрегат.

Информация об аварийной остановке агрегата (агрегатов) должна быть немедленно передана на соседние КС и диспетчеру ПО.

Все системы КЦ в установленные сроки должны подвергаться предусмотренным правилами и техническими инструкциями гидравлическим, пневматическим, электрическим и другим необходимым испытаниям, а также осмотрам и проверкам, акты, о проведении которых должны прилагаться к эксплуатационному формуляру системы.

2.10 Техника безопасности при эксплуатации. При эксплуатации агрегата необходимо помнить, что природный газ удушлив, а в смеси с воздухом (при объемной доле газа 5-17%) - взрывоопасен.

При выполнении работ на агрегате необходимо выполнять следующие требования:

-не допускать эксплуатацию агрегата без штатных ограждений, кожухов и защитных решеток;

-перед пуском ГПА убедиться в отсутствии обслуживающего персонала внутри блоков агрегата;

-при нажатии кнопки "Пуск" убедиться в срабатывании звукового сигнала;

-при работающем агрегате не открывать двери и не входить в контейнеры двигателя и нагнетателя, в камеру всасывания и в ВОУ;

-при включении системы обогрева горячим воздухом, отбираемым от газотурбинного двигателя, соблюдать следующие меры предосторожности: перед открытием вентилей подачи горячего воздуха к неработающему агрегату оповестить персонал, находящийся внутри блоков ГПА;

-не подтягивать фланцевые и шарово-конусные соединения на трубопроводах, находящихся под давлением;

-в зимнее время периодически очищать площадки обслуживания от снега и льда;

-не пользоваться переносными лампами напряжением выше 12 В, не защищенными специальной взрывоопасной арматурой;

-перед проведением ремонтных работ на агрегате убедиться в отсутствии газа в контуре нагнетателя, исключить подачу электроэнергии на оборудование, а на арматуре и пусковых устройствах повесить таблички "Не включать, работают люди!";

-при монтаже и эксплуатации агрегата применять специальный инструмент и приспособления, поставляемые с агрегатом;

-не пользоваться неисправными подъемными механизмами и приспособлениями для подъема и транспортировки сборочных единиц и деталей агрегата;

-не оставлять детали и сборочные единицы агрегата в подвешенном состоянии на грузоподъемных механизмах;

-грузоподъемные устройства (тали, грузовые и отжимные винты), работающие в паре, нагружать равномерно;

-при расконсервации, мойке деталей и сборочных единиц агрегата применять пожаробезопасные технические моющие средства;

-не производить на агрегате электромонтажные работы, не ознакомившись с технической документацией на автоматическую систему управления (АСУ);

-монтажные и ремонтные работы с применением открытого огня и электросварки производить только в соответствии с действующими на КС инструкциями;

-не хранить легковоспламеняющиеся материалы вблизи или непосредственно в блоках агрегата;

-все работы с пиротехническими средствами производить в соответствии с требованиями "Единых правил безопасности при взрывных работах";

-не допускать эксплуатацию агрегата при неисправной системе пожаротушения или истечении срока очередного освидетельствования баллонов пожаротушения;

-заряженные баллоны установки пожаротушения транспортировать только на специальных стеллажах, предохраняющих головки-затворы, которые должны быть поставлены на предохранительные чеки;

-входить в отсек двигателя или нагнетателя без противогаза после срабатывания системы пожаротушения разрешается только после тщательного проветривания отсеков и проверки их загазованности;

-не допускать пребывания обслуживающего персонала у работающего агрегата без средств индивидуальной защиты больше времени, указанного в правилах;

-регламентные работы на двигателе производить после охлаждения его наружных поверхностей до температуры +45 0С;

-не допускать пуск агрегата при включенных электроподогревателях масла.

2.11 Учет и техническая документация. Для организации эксплуатации оборудования КС, обеспечения учета и контроля параметров работы технологического оборудования, сбора и анализа технико-экономических показателей и показателей эксплуатационной надежности на КС должна быть единая техническая (эксплуатационная, оперативная и отчетная) документация в соответствии с утвержденными типовыми формами. Отчетные документы представляются в установленном порядке.

Основными показателями работы КС являются:

-расход топливного газа на каждый киловатт-час работы, затраченной на сжатие газа;

-удельный расход смазочного масла;

-расход электроэнергии на собственные нужды КС на каждый киловатт-час работы, затраченной на сжатие газа;

-коэффициенты и показатели надежности: время наработки ГПА в машино-часах, время наработки на отказ, коэффициенты готовности и технического использования ГПА, время ремонтов, время вынужденного простоя и др.

Основные показатели работы КС определяются и учитываются в соответствии с утвержденной нормативно-технической документацией.

Контроль и ответственность за качественное и своевременное ведение учетной и отчетно-технической документации возлагается на обслуживающий персонал КС согласно должностным инструкциям.

На каждой КС должны быть технические паспорта основных газоперерабатывающих установок, в которые необходимо своевременно заносить все изменения, связанные с проведением мероприятий по модернизации и совершенствованию установок.

3 РЕМОНТ НАГНЕТАТЕЛЕЙ

3.1 Организация технического обслуживания и ремонта. Оборудование КС поддерживается в работоспособном состоянии с помощью системы технического обслуживания и ремонта.

Оборудование и системы КС предназначены для работы на всех рабочих режимах без непрерывного обслуживания (без постоянного присутствия обслуживающего персонала возле объектов обслуживания).

Конструкция современных агрегатов как зарубежного, так и отечественного производства рассчитана на широкое использование методов агрегатно-узлового ремонта. Для осуществления этого прогрессивного метода в системе Газпрома развертывается широкая сеть региональных ремонтных баз, задачей которых является ремонт, восстановление и своевременная доставка к месту эксплуатации отремонтированных узлов оборудования. Вследствие этого в ремонтных работах, проводимых на компрессорных станциях, значительно возрастает удельный вес разборочно-сборочных работ.

Система планово-предупредительного ремонта предусматривает организационно-технические мероприятия по планированию, организацию и проведение работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования, обеспечивающих его безопасную, безотказную и эффективную работу при минимальных эксплуатационных и ремонтных затратах. Планирование ремонтов осуществляется на основании рекомендаций заводов-изготовителей оборудования и с учетом показателей надежности работы агрегатов. Система планово-предупредительного ремонта ГПА предусматривает различные виды технического обслуживания и ремонта оборудования:

-ежедневное техническое обслуживание при работе под нагрузкой;

-техническое обслуживание циклически после назначенного числа часов работы под нагрузкой;

-техническое обслуживание и текущий ремонт после назначенного числа часов работы под нагрузкой с остановкой оборудования;

-техническое обслуживание оборудования и систем, находящихся в резерве;

-планово-предупредительные ремонты: капитальные и средние.

Руководство по организации планово-предупредительного ремонта (ППР) всего комплекса оборудования компрессорной станции осуществляется начальником газокомпрессорной службы (ГКС), а ответственность за выполнение системы ППР возлагается на начальника компрессорной станции. Ответственность за качество, объемы и сроки проведения средних и капитальных ремонтов, осуществляемых специализированными ремонтными организациями, возлагается на руководителя работ. Для проведения ППР на компрессорной станции эксплуатационной организацией составляется план-график ремонта, который согласовывается с ремонтной организацией и утверждается газотранспортным объединением. Сдачу агрегата в ремонт и приемку из ремонта с оценкой качества ремонта осуществляет комиссия под руководством начальника ГКС. До вывода агрегата в ремонт представителями эксплуатационной организации должны быть составлены и переданы ремонтной организации ведомость дефектов агрегата, перечень планируемых модернизаций и заявка на необходимые запасные части и материалы. Предварительная заявка на необходимые запасные части и материалы должна быть представлена ремонтной организации за месяц до сдачи агрегата в ремонт.

3.2. Виды технических обслуживаний. Техническое обслуживание проводится без нарушения технологического режима КС на работающих или резервных агрегатах. Средний и капитальный ремонты агрегатов предполагают вывод их в ремонт на определенное время.

Под техническим обслуживанием понимается комплекс работ, проводимых для поддержания работоспособности оборудования в течение межремонтного периода. Техническое обслуживание предусматривает периодическое проведение осмотров и регламентных работ, таких« как регулировка, очистка, смазка, замена фильтрующих элементов, продувка и т.д. В задачи технического обслуживания входят также контроль режимов работы, соблюдение   правил   эксплуатации,   инструкций заводов-изготовителей и инструкций по эксплуатации оборудования.

Виды работ при техническом обслуживании и периодичность указываются заводом-изготовителем в технической документации. Например, для агрегатов ГПА-Ц-6А проводят перечисленные ниже технические мероприятия. Через каждые 2000 ч наработки необходимо:

-проверить крепления всех болтовых, фланцевых и дюритовых соединений, при необходимости подтянуть их;

-осмотреть камеру всасывания, проверить надежность соединений и состояние фильтров тонкой очистки, при необходимости произвести замену;

-осмотреть выхлопную шахту, диффузор, смесительную камеру, улитку и проверить надежность соединений;

-осмотреть маслобаки и пусковые насосы;

-осмотреть и произвести регенерацию заборных фильтров насосов. Проверить техническое состояние фильтров смазки и уплотнения, при необходимости произвести замену;

-осмотреть запорную и регулирующую арматуру масляной системы и системы обогрева;

-проверить состояние шестерен и подшипников главного насоса смазки;

-произвести ревизию упорного подшипника, проверить зазор между упорным гребнем и колодкой упорного подшипника;

-произвести ревизию опорных подшипников и уплотнений;

-проверить плотность прилегания байпасного клапана к уплотнительной прокладке;

-осмотреть блок вентиляции и блок автоматики. При выявлении дефектов произвести ремонт или замену узлов;

-проверить центровку двигателя с нагнетателем;

-осмотреть крыльчатки вентиляторов маслоохладителей;

-проверить герметичность маслоохладителей;

-произвести с помощью оптических приборов через отверстие, предусмотренное в крышке нагнетателя, осмотр I ступени проточной части нагнетателя. При обнаружении каких-либо дефектов на поверхности колеса I ступени нагнетатель разбирают.

Через 6000 ч наработки необходимо:

-выполнить вышеперечисленные работы;

-осмотреть и при необходимости подтянуть фундаментные болты;

-осмотреть фильтры, обратив особое внимание на их целостность (повреждения фильтроэлемеитов не допускаются);

-осмотреть и настроить перепускные клапаны, регулятор перепада давлений, маслоотводчик, дроссели маслоохладителей, регулятор температуры, клапан постоянного давления;

-осмотреть металлорукава, при необходимости произвести их замену.

Через 12 000 ч наработки:

-выполнить работы, перечисленные при 6000-часовой наработке;

-произвести ревизию маслонасоса смазки, промыть его и при необходимости заменить изношенные детали;

-произвести ревизию пусковых насосов;

-проверить зазоры в лабиринтных уплотнениях. Если зазоры больше максимально допустимых, заменить лабиринтные втулки;

-определить степень эрозионного износа колес, диффузоров, обратного направляющего аппарата;

-произвести ревизию ротора нагнетателя, определить степень износа шеек вала под подшипниками. Втулка под уплотнения не должна иметь кольцевых рисок, задиров и прочих дефектов;

-произвести очистку маслобаков;

-осмотреть опоры трубопроводов, при необходимости подрегулировать разгрузочные опоры и смазать графитовой смазкой поверхности разгрузочных и скользящих опор;

-осмотреть обшивку блоков, при необходимости произвести ее ремонт;

-осмотреть и при необходимости заменить резиновые уплотнительные прокладки, установленные на панелях и дверях контейнеров.

3.3 Виды ремонтов

Текущий ремонт (обслуживание) обеспечивает работоспособность и надежность оборудования до следующего планового ремонта.

При текущем ремонте оборудования проводятся осмотр, очистка, регулировка и ремонт отдельных узлов и деталей с устранением дефектов, возникших в процессе эксплуатации.

Капитальный ремонт (КР) - наибольший по объему комплекс ремонтных работ, который заключается в полной разборке агрегата и дефектации его узлов и деталей с их дальнейшей заменой или ремонтом. При капитальном ремонте независимо от степени износа должна производиться замена ресурсных деталей: лопаток, камер сгорания, роторов, выработавших свой ресурс. Причем ресурс деталей существенно зависит от числа "горячих" - с зажиганием топливной смеси в камере сгорания - пусков агрегата. После сборки агрегата в процессе капитального ремонта осуществляются его комплексная проверка, регулировка, испытания.

При проведении капитального ремонта должны выполняться требования директивных указаний и мероприятия, направленные на увеличение длительности непрерывной работы оборудования, сооружений и систем, улучшение технико-экономических показателей, при необходимости должны быть модернизированы отдельные узлы с учетом передового опыта эксплуатации.

Средний ремонт агрегатов предусматривает восстановление ресурса узлов, срок службы которых меньше периода между двумя последовательно проводимыми капитальными ремонтами. При среднем ремонте, кроме разборки отдельных узлов для осмотра и чистки деталей и устранения обнаруженных дефектов, проводится ремонт или замена быстроизнашивающихся деталей и узлов.

Ремонт вспомогательных механизмов, непосредственно связанных с основными агрегатами, должен проводиться одновременно с ремонтом последних. При наличии резерва производительности вспомогательных механизмов допускается ремонт их без вывода в ремонт основного агрегата.

Периодичность капитального, среднего и текущего ремонтов и длительность простоев в этих ремонтах для отдельных видов основного оборудования, зданий и сооружений устанавливается в соответствии с действующими нормативными документами.

До вывода оборудования в капитальный или средний ремонт должны быть: составлены ведомости объема работ и смета, уточняемые после вскрытия и осмотра оборудования; проведены экспресс-испытания оборудования для получения данных, необходимых для анализа работы и состояния отдельных элементов оборудования; составлены графики ремонта и проект организации ремонтных работ; подготовлена необходимая ремонтная документация, составлена и утверждена техническая документация на работы по модернизации и реконструкции оборудования, намеченные к выполнению в период ремонта; заготовлены согласно ведомостям объема работ необходимыми материалами, запасные части и узлы и подготовлена соответствующая документация; укомплектованы и приведены в исправное состояние и при необходимости испытаны инструмент, приспособления и подъемно-транспортные механизмы; выполнены противопожарные мероприятия и мероприятия по технике безопасности; укомплектован штат и проинструктирован ремонтный персонал.

Компрессорный цех в плановом порядке 1 раз в год должен останавливаться в летнее время на срок не менее 48 ч для профилактических и необходимых ремонтных работ, а также для подготовки оборудования к осенне-зимнему периоду эксплуатации.

При сдаче агрегата из ремонта комиссии предъявляется следующая документация: ведомость выполненного объема работ; график проведенного ремонта; ремонтные формуляры на агрегат и отдельные важнейшие его узлы; справка о трудозатратах на ремонт; ведомость расхода запасных частей и материалов; акт готовности ГПА к комплексному опробованию после ремонта.

Агрегат после ремонта запускается эксплуатационным персоналом компрессорной станции по разрешению диспетчерской службы газотранспортного объединения. Для определения технического состояния ГПА проводятся приемо-сдаточные послеремонтные испытания. После завершения испытаний агрегат должен проработать непрерывно под нагрузкой 24 ч на режимах, определяемых условиями работы компрессорной станции. Сдача агрегата из ремонта в эксплуатацию оформляется типовым актом, который подписывается представителями ремонтной и эксплуатационной организаций.

3.4 Методы диагностики. Для определения технического состояния ответственных деталей ГПА, отработавших межремонтный ресурс, а также с целью определения возможности их дальнейшего использования, применяются различные методы неразрушающего контроля. Основными методами дефектоскопии являются следующие.

3.4.1 Визуально-оптический контроль. Как метод неразрушающего контроля предусматривает осмотр деталей с целью выявления таких повреждений, как коррозия, эрозия, трещины, износ и др. Осмотр также предусматривает применение специальных оптических приборов и систем, расширяющих возможности данного метода. К таким приборам относятся микроскопы, оптические измерительные инструменты. Для дистанционного осмотра лопаток, жаровых труб камер сгорания и других деталей, не доступных для непосредственного осмотра, применяются приборы оптического контроля типа бороскопов с жесткими или гибкими волноводами.

3.4.2 Ультразвуковая дефектоскопия заключается в генерации ультразвуковых импульсов на поверхности или в объеме контролируемой детали с помощью специальных приборов и ультразвуковых искателей. Наличие дефектов в детали определяется по степени отражения или затухания ультразвуковых волн. С помощью ультразвука отыскиваются дефекты в опорных цапфах валов, упорных гребнях, турбинных и компрессорных дисках, промежуточных валах и других деталях. Наиболее распространенные приборы для ультразвуковой    дефектоскопии - УДМ-3, ДУК-66П, а также дефектоскопы фирмы "Краут Кремер" (ФРГ).

3.4.3 Контроль методом вихревых токов заключается в наведении в контролируемой детали вихревых токов, или токов Фуко, путем электромагнитной индукции. Наличие таких дефектов в детали, как трещины, неоднородность структуры, изменяют электропроводность материала и, следовательно, индуцируемый ток. Изменение тока регистрируется специальными приборами, которые используются для выявления дефектов в деталях. Наиболее распространенными приборами, работающими на токовихревом принципе, являются приборы типов ВДМ, разработанные и изготовленные в ПО "Союзгазэнергоремонт". Данный метод отличается простотой, надежностью и особенно эффективен при определении технического состояния лопаток турбин и осевых компрессоров.

3.4.4 Метод магнитной дефектоскопии применяется для выявления трещин, неоднородностей, посторонних включений на поверхностях деталей, изготовленных из ферромагнитных материалов. Метод состоит в намагничивании детали и нанесении на ее поверхность суспензии измельченного ферромагнитного материала в соответствующей жидкости. При наличии дефекта в детали магнитное поле искажается, а магнитные частицы располагаются вдоль границ дефектного участка, тем самым выявляя его. Данный метод позволяет надежно выявлять дефекты лопаток, однако его применение ограничено наличием громоздкой аппаратуры для намагничивания и размагничивания деталей.

3.4.5 Методы цветной и люминесцентной дефектоскопии, использующие специальные красители (пенетранты), состоят в нанесении на предварительно тщательно очищенную деталь проникающего жидкого реагента-красителя. По истечении некоторого небольшого промежутка времени, называемого контактным временем и необходимого для проникновения жидкости в трещины, избыточный реагент-краситель тщательно смывается, а на деталь наносится реагент-проявитель, который выводит проникающий реагент-краситель из трещин за счет капиллярного эффекта. Проявление красителя на фоне реагента-проявителя происходит в местах трещин. Чувствительность и разрешающая способность метода цветной дефектоскопии могут быть повышены за счет применения люминесцентных пенетрантов, флюоресцирующих под воздействием ультрафиолетовых лучей. Метод цветной дефектоскопии предпочтителен в условиях  специализированного  ремонтного  предприятия,  на  котором контролю подлежит большое число лопаток. Для нанесения и снятия пенетрантов служат специальные ванны. В условиях компрессорных станций применение этого метода затруднено из-за большого расхода пенетрантов, неудобства очистки лопаток и нанесения на них реагентов без разлопачивания роторов.

3.5  Разборка и сборка нагнетателей. Порядок разборки и сборки нагнетателя рассмотрим на примере нагнетателя НЦ-6,3 (см. рис. 2).

Перед разборкой привод нагнетателя должен быть отключен. Полости нагнетателя продуты воздухом. Электрические цепи должны быть обесточены.

Для разборки нагнетателей используются домкраты, подъемные механизмы, опоры, подвески и другие специальные приспособления, некоторые из которых показаны на рис. 89. Демонтаж нагнетателя начинают с разборки опорного подшипника. Вначале ротор нагнетателя отсоединяют от ведущего вала двигателя, сливают масло из кожуха подшипника, после чего кожух отсоединяют. При помощи специального приспособления снимают верхнюю крышку подшипника. На освободившийся конец ротора одевают опору 2 (см. рис. 2) и с помощью домкрата через опору 2 ротор приподнимают на величину не более 0,1 мм. При дальнейшей работе ротор не должен поворачиваться. Снимают нижнюю половину корпуса подшипника. Затем разбирают опорно-упорный подшипник, для чего снимают маслонасос, и затем при помощи спецприспособления верхнюю крышку подшипника. Закрепляют на роторе опору 5 и с помощью домкрата 6 через опору 5 поднимают вал ротора на 0,1 мм, после чего снимают нижнюю половину подшипника и при помощи подъемного механизма за рымболт снимают корпус подшипника.

 

После демонтажа подшипников демонтируют лабиринтные уплотнения и снимают крышки нагнетателя 2 и 6 (см. рис. 2). Перед снятием крышек демонтируют с них все трубопроводы и датчики, для уменьшения трения при снятии крышек на внутреннюю поверхность корпуса 3 нужно нанести смазку. Крышки снимают при помощи специальных приспособлений и кран-балки. Крышка 6 снимается вместе с улиткой, втулкой и диффузором. Крышку 2 со стороны привода снимают только в случае необходимости замены резиновых уплотнительных колец между корпусом и крышкой.

Затем приступают к демонтажу ротора. Перед демонтажем ротор фиксируют со стороны двигателя на подвеске 1, а со стороны свободного конца - на домкрате 6 (см. рис. 2). Закрепляют ротор тросом 4 за опору 5 и освобождают домкрат 6. С помощью отжимных болтов 3 срывают с посадки внутреннюю часть обратного направляющего аппарата совместно с ротором; выкатывают ротор с внутренней частью обратного направляющего аппараты до упора в подвеску 1. Снимают опоры 2 и 5 и укладывают ротор с помощью кран-балки опорными поверхностями шеек под подшипники на деревянные колодки. Снимают внутреннюю часть обратного направляющего аппарата с помощью кран-балки и двух специальных серег. Для перемещения ротора применяются специальные приспособления. Осевой разбег контролируется индикатором часового типа.

Снятие и разборка внутреннего корпуса 4 (см. рис. 2) производятся при помощи специальных опор, подвесок и приспособлений. Корпус 4 выкатывают из корпуса 3 на специальных спорах, устанавливают при помощи кран-балки на деревянную подставку, после чего снимают диафрагму, входной направляющий аппарат и диффузор.

Сборка нагнетателя  производится в последовательности, обратной разборке.

При проведении разборки и сборки нагнетателя строго соблюдать правила техники безопасности, изложенные в "Сборнике инструкций по технике безопасности при эксплуатации и ремонте компрессорных станций магистральных газопроводов".

Перед выполнением работ необходимо проверить работоспособность домкратов, подъемных механизмов, опор, подвесок и других приспособлений. Рабочие должны быть обеспечены спецодеждой. Рабочий инструмент должен быть в исправном состоянии. На ремонтной площадке должно быть предусмотрено место для укладывания в строгой последовательности разбираемых деталей и узлов. При разборке и сборке необходимо принимать меры, предотвращающие повреждение или загрязнение посадочных поверхностей деталей и узлов. Разбираемые детали рекомендуется укладывать на чистую мешковину или на специальные деревянные колодки или подставки.

При проведении работ по разборке и сборке нагнетателей рекомендуется составлять сетевой график рабочих операций.

3.6 Ремонт импортных нагнетателей. Для того чтобы квалифицированно проводить ремонт ГПА зарубежного производства, ремонтный персонал должен уметь пользоваться технической документацией фирм - изготовителей агрегатов. Приведем некоторые сведения о технических стандартах, принятых в странах, являющихся основными поставщиками газоперекачивающего оборудования, эксплуатирующегося на компрессорных станциях магистральных газопроводов.

В технике США, Великобритании широко применяется дюймовая система измерения линейных размеров. Основной единицей измерения в данной системе является дюйм (по-английски - inch), равный 25,4 мм. Дюйм обозначается в чертежах и другой технической документации знаком " " ". В нормальном ряду размеров, принятом в дюймовой системе измерений, размеры, расположенные в промежутке между целыми дюймами, образуются по формуле k/2n, где k и п - целые числа, причем целая часть дюйма отделяется от дроби, например, 1/4", где 1 - целое число, а 4 - дробное. Кроме того, в практике измерений широко используются десятые, сотые, тысячные и так далее доли дюйма. Одна тысячная доля дюйма называется "мил" -миллидюйм; в милях часто измеряется амплитуда вибрации. В технической документации может встречаться еще одна единица измерения, называемая "футом". 1 фут равен 12" или 304,8 мм и обозначается знаком   " ' ". Единицы измерения некоторых основных параметров английской системы измерений, используемых в практике эксплуатации и ремонта зарубежных ГПА, приведены в табл. 6.

Таблица 6

Основные параметры английской системы измерений [10]

Параметр

Единица измерения английской системы

Обозначение единицы измерения

Коэффициент для перевода в систему СИ

Масса

Фунт

Lbs

0,4536 кг

Температура

Градусы по шкале Фаренгейта

0F

Градусы по шкале Кельвина               Тк = t 0С + 273,15*

Расстояние

Дюйм

in

0,0254 м

Давление

Фунт/кв.дюйм

psi

0,007 МПа

Частота вращения

Оборот/мин

RPM

0,017 с-1

*Так как температура в отечественной практике в основном измеряется в градусах по шкале Цельсия, приведем формулу для пересчета градусов Фаренгейта в градусы Цельсия:             t, 0С = 5/9·(t, 0F - 32).

В агрегатах зарубежного производства преобладают крепежные изделия с резьбой, изготовленной по техническим стандартам США. В обозначение резьбы на чертежах и другой документации входит наружный диаметр резьбы, выраженный в дюймах; число ниток резьбы на 1" длины нарезки (шаг резьбы); тип резьбы. В агрегатах используются в основном резьбы трех типов: основная с крупным шагом, обозначаемая UNC; основная с мелким шагом, обозначаемая UNF; восьмипитчевая, обозначаемая UN. Восьмипитчевая резьба используется только для крепежных изделий турбоблока агрегатов ГТК-10И и ГТК-25И для резьб диаметром свыше 1" и имеет 8 ниток на 1" длины. Угол нарезания американской национальной резьбы равен 600, наружный диаметр резьбы совпадает с наружным диаметром дюймовой резьбы.

При проведении комплектации крепежных изделий перед сборкой ГТУ следует учесть, что на головках болтов обычно имеется маркировка, обозначающая допустимую температуру применения болта, а также максимальный предел прочности материала, из которого они изготовлены.

Техническое обслуживание и ремонт импортных нагнетателей проводится в соответствии с документацией фирм-изготовителей и в зависимости от конструкции аналогичен отечественным.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аберков АС., Ильин Л.В. Монтаж оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов. - М.: Недра, 1989.

2. Апанасенко А.И., Крившич Я.Г., Федоренко Н.Д. Монтаж, испытания и эксплуатация газоперекачивающих агрегатов в блочно-контейнерном исполнении. - Л.: Недра, 1991.

3. Апанасенко А.И., Малюшенко В.В. Газоперекачивающие агрегаты для газовой промышленности // Обзорн. инф. сер. "Компрессорное       машиностроение". - М.: Изд. ЦИНТИхимнефтемаш, 1985.

4. Березин В.Л, Бобрицкий Н,В. Сооружение насосных и компрессорных станций. - М.: Недра, 1985.

5. Васильев Ю.Н., Бесклетный М.Е.. Игуменцев Е.А. Вибрационный контроль технических систем газотурбинных газоперекачивающих аппаратов. - М.: Недра, 1987.

6. Доброхотов В.Д. Центробежные нагнетатели природного газа. - М.: Недра, 1972.

7. Дятлов В.А., Михайлов В.М., Яковлев Е.И. Оборудование, эксплуатация и ремонт магистральных газопроводов. - М.: Недра, 1990.

8. Ивановский Н.Н., Минасян Б.Д. Расчет газовых центробежных компрессоров на ЕС ЭВМ. - Краснодар: КПИ, 1986.

9. Ивановский Н.Н., Криворотько В.Н., Минасян Б.Д. Исследование центробежных нагнетателей природного газа на ЕС ЭВМ. - Краснодар, КПИ, 1989.

10. Моверман Г.С., Радчек И.И. Ремонт импортных газоперекачивающих агрегатов. - М.: Недра, 1986.

11. Пеклов А.А. Гидравлические машины и холодильные установки. - Киев: Высшая шкала, 1971.

12. Поспелов Г.А.. Биктанова Р.Г, Галиев P.М. Руководство по курсовому и дипломному проектированию по холодильным и компрессорным машинам – М.: Машиностроение, 1986.

13. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. - М.: Недра, 1982.

14. Pаep Г.А. Динамика и прочность центробежных компрессорных машин. - Л.: Машиностроение, 1986.

15. Ревзин В.C. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. - М.: Недра, 1986.

16. Рис В.Ф. Центробежные компрессорные машины. - Л.: Машиностроение, 1981.

17. Седых 3.С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. - М.: Недра, 1990.

18. Селезнев К.П., Галеркин Ю.Б., Анисимов С.А. Теория и расчет турбокомпрессоров. - Л.: Машиностроение, 1986.

19. Суренович В.К. Опыт эксплуатации систем противопомпажного регулирования и защиты газоперекачивающих агрегатов КС // Обзорн. инф. Сер. "Транспорт и хранение газа". - М.: ВНИИЭгазпром, 1986.

20. Суренович В.К., Борщенко Л.И. Машинист технологических компрессоров. - М.: Недра, 1986.

21. Чистяков Ф.М., Игнатенко В.В., Ромаменко Н.T. Центробежные компрессорные машины. - М.: Машиностроение, 1969.

22. Шабашов С.З. Регулирование газотурбинных установок. - Л.: Недра, 1978.

23. Ястребов Н.А., Кондаков А.И., Лубенец В.Д. Технология компрессоростроения. - М.: Машиностроение, 1987.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

66775. Формирование и функционирование организационных структур управления субъектов предпринимательской деятельности современной России 871 KB
  Формирование и развитие организационных структур управления субъектов предпринимательской деятельности. Понятие и основная терминология организационной структуры управления субъекта предпринимательской деятельности. Понятие организационной структуры управления субъекта предпринимательской деятельности...
66776. ВЗАИМОСВЯЗЬ МОТИВАЦИОННО-СМЫСЛОВОЙ СФЕРЫ С СОСТОЯНИЕМ АДАПТАЦИИ ЛИЧНОСТИ В ПОСТЭКСТРЕМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ 684 KB
  Многочисленные исследования, наблюдения, эксперименты не только не исчерпали проблему адаптации, а, напротив, показали ее глубину и многомерность. В последнее время предметом исследования психологов все чаще становится проблема адаптации личности в экстремальных и постэкстремальных условиях.
66777. АЛГОРИТМЫ И ПРОГРАММНЫЕ СРЕДСТВА ИДЕНТИФИКАЦИИ НЕЧЕТКИХ МОДЕЛЕЙ НА ОСНОВЕ ГИБРИДНЫХ МЕТОДОВ 4.41 MB
  Такой алгоритм исключает недостаток методов основанных на производных неспособность проходить локальные минимумы и недостаток генетического алгоритма не всегда точное попадание в глобальный оптимум. Трехэтапная идентификация параметров сначала многократным запуском алгоритма имитации отжига генерируется...
66778. Роль управленческого фактора в процессе взаимодействия коммерческих банков и их клиентов 439.5 KB
  Взаимодействие коммерческих банков и их клиентов промышленных предприятий осуществляется в различных организационных формах от создания финансово-промышленных групп на основе слияния промышленного и банковского капитала и до предельно формализованных контактов ограничивающихся привычными финансовыми...
66779. ТЕХНОЛОГИИ ДИСТАНЦИОННОГО ОБУЧЕНИЯ 149 KB
  Преимущества дистанционного обучения: Возможность заниматься в удобное для себя время в удобном месте и темпе. Но в этом таится и сложность дистанционные курсы в основе которых лежат новые технологии обучения не вписываются в структуру и программы традиционного обучения.
66781. Правовые проблемы недропользования с участием иностранного инвестора 712.5 KB
  Важной чертой принимаемого законодательства о недропользовании становится распространение на него некоторых методов и институтов гражданского права чего не допускало предшествующее законодательство. Значительно расширяется применение гражданско-правовых методов регулирования отношений...