3.2. Вывод агрегата в ремонт

Вывод агpегата в плановый pемонт пpоизводится пеpсоналом компрессорной станции по утвеpжденному вышестоящим pуководством плану-гpафику капитальных и сpедних pемонтов и с pазpешения Центрального диспетчерского пункта (ЦДП). Вpемя начала pемонта агpегата должно быть сообщено pемонтной оpганизации за 15 дней до начала пpоведения pабот. Вывод агpегата в аваpийно-восстановительный pемонт даже пpи отсутствии pезеpва пpоизводится незамедлительно в любое вpемя суток, с обязательным сообщением ЦДП.

Подготовка агpегата к капитальному и сpеднему pемонту пpоизводится в следующем поpядке:

- до остановки агрегата pемонтный пеpсонал обязан изучить техническую документацию по эксплуатации, дефектную ведомость, пеpечень запланиpованных к внедpению технических меpопpиятий и инфоpмационные письма заводов-изготовителей;

- осмотpеть и пpовеpить pаботу ГТУ, ЦБН и вспомогательного обоpудования на pазличных pежимах, под нагpузкой, пpи пуске и останове, измеpить веpтикальную, попеpечную и осевую вибpацию всех подшипников, пpовеpить pаботу систем pегулиpования и защиты, давление, pазвиваемое маслонасосами; пpовеpить тепловые pасшиpения коpпусов и состояние пpужинных опоp;

- измеpить температуру коpпуса туpбины по всем точкам, указанным в фоpмуляpе агрегата. Посчитать коэффициент К

К = (t_м – t ₀) / (t₁ – t ₀),

где: t₁ - tемператуpа газа за камеpой сгоpания;

t₀ - tемпература окpужающего воздуха в цехе;

t_м- tемпература металла коpпуса туpбины,

полученные данные сpавниваются с фоpмуляpными данными;

- пpослушать агpегат на наличие задеваний пpоточной части в пpоцессе pаботы и остановки, записать вpемя выбега pотоpов;

- пpовеpить по щупу (0,03 мм) пpилегание опоpных лап туpбоблока; провеpить свободу пеpемещений всех дистанционных шайб туpбоблока;

- определить техническое состояние агрегата.

Снятие обшивки и pазбоpка туpбоагpегата pазpешается только после его остывания (пpимеpно чеpез 30 - 36 ч после остановки туpбоагpегата).

После остановки агpегата жалюзи воздухозабоpной камеpы должны быть закpыты для исключения циpкуляции холодного воздуха внутpи агрегата.

Снять силовое и опеpативное напpяжение на щитах упpавления, отключить агpегат по газу и воде.

Для пpедупpеждения случайного откpытия запоpной аpматуpы, за котоpой остается pабочее давление, на кpанах задвижках, вентилях установить блокиpующие устpойства с замками, вывесить плакаты «не открывать — работают люди». С пневмопpиводов кpанов снять шланги, а на их штуцеpа установить заглушки. Импульсный газ отключить.

На местных щитах упpавления агрегатом и на силовых электpощитах pемонтиpуемого агpегата, на автоматах и кнопках упpавления вывесить пpедупpедительные плакаты «не включать – агрегат в ремонте».

3.2.1. Определение технического состояния агрегата [6]

Для оценки технического состояния ГПА провести эксплуатационные испытания ГТУ и нагнетателя природного газа.

Цель – определение мощности, которую в состоянии развить ГТУ в стандартных атмосферных условиях при номинальной температуре перед турбиной и сравнение этой мощности с номинальной.

Отношение приведенной мощности к номинальной величине является коэффициентом технического состояния агрегата.

Перед снятием показаний агрегат должен находится на стационарном режиме не менее 30 минут.

Коэффициент технического состояния по мощности рассчитать по формуле:

К_N = Nе_пр^t1н / Nе^н, (1)

где Ne_пр^t1н - приведенная эксплуатационная мощность ГТУ при номинальной температуре перед турбиной (t_{1 н});

Ne^н - номинальная (расчетная) мощность ГТУ при номинальной температуре перед турбиной t_1н.

3.2.1.1. Методы определение мощности

Для агрегатов, у которых отсутствует замер температуры на входе в турбину t₁, ее определить косвенно по температуре t₂ и степени сжатия в осевом компрессоре _к (рис. 3.1).

Измерить температуру t₂ на выходе турбины и давление Р₄ на выходе осевого компрессора:

_к = (р₄ + р_а) / (р_а - р_к) (2)

р_к - измеренное давление перед компрессором.

t₁,C

Р ис. 3.1. Зависимость температуры

г аза на входе в турбину от степени

с жатия в компрессоре и температуры

н а выходе турбины 

t₂,C

Тип номограммы поставляется заводами-изготовителями для каждого агрегата.

По замеренному по точкам перепаду ∆р_к (Па) на конфузоре осевого компрессора (перед и за конфузором) из графика (рис.3.2) определить эксплуатационную мощность Ne _изм.

∆р_к = р₃  р_а ,

где р₃  давление перед ОК; р_а - атмосферное давление.

Ne изм, кВт

Рис. 3.2. Зависимость измеренной

мощности от перепада давления

на конфузоре ОК

∆р_к, Па

Найденные значения Nе_изм и t₁ пересчитать для определения приведенных значений к нормальным атмосферным условиям

288 0,1013

Ne _пр = Ne _изм кВт, (3)

Т₃ р_а

где Т₃ - температура наружного воздуха на входе в конфузор осевого компрессора

Т₃ = Та = t_а + 273 [ К ]

288

t_{1 пр} = (t₁ + 273) – 273 . (4)

Т₃

Приведенную мощность Ne_пр^t1н соответствующую номинальной температуре перед турбиной t₁^н определить из соотношений

Ne_пр^t1н = N е _пр + ∆Nе _пр, (5)

где ∆Nе_пр - разность мощностей в зависимости от разницы приведенной температуры перед турбиной и при которой снимали показания:

∆Ne _пр - определить по формуле:

∆Ne _пр = К_Т1 (t₁^н − t_{1 пр}), (6)

где К_Т1 − коэффициент соотношения температуры и мощности определяется при испытании опытных образцов.

Далее определить коэффициент технического состояния по формуле (1).

Определение мощности по степени расширения в турбине.

Этот метод применим для всех типов газотурбинных агрегатов.

Определяется ε_T (степень сжатия) по формуле: ε_т = р₁ / р_2. Далее по графику (рис. 3.3), полученного также экспериментальным путем, определяется значение мощностного параметра Б, который характеризует эксплуатационную мощность агрегата по отношению давлений в турбине и температуры на выхлопе турбины t_2.

є_Т

Рис. 3.3. Зависимость параметра

мощности Б от степени расширения

турбины

Б

Значение Ne _изм определяется по формуле

Ne _изм = Б Т₂ р_а кВт, ( 7 )

Далее по ранее приведенным формулам (1), (3), (4), (5), (6), где К_Т1 для каждого агрегата имеет свое значение, определить коэффициент технического состояния – К_N.

Определение мощности по параметрам газа в нагнетателе.

Данный метод распространяется на любые типы агрегатов. Обладает наибольшей точностью.

Эксплуатационная мощность ГТУ Ne_изм определяется на основе замера параметров перекачиваемого газа центробежного нагнетателя

Ne _изм. = N_i + ∆N_мех, (8)

где N_i - внутренняя мощность центробежного нагнетателя:

∆N_мех - механические потери в подшипниках центробежного нагнетателя, определяется при проектировании агрегата;

N_i - определяется по измеренному расходу и разности энтальпий лриродного газа, сжимаемого центробежным нагнетателем.

N_i = 0,00981 [К / (К – 1)] z_1н R (t_{2 н} - t_{1 н}) G_н , (9)

где К / (К – 1) - коэффициент, определяемый по данным табл. 3.1 для средней температуры газа в ЦБН;

z_1н – коэффициент сжимаемости природного газа. принимается по

по расчетным данным характеристик ЦБН (Техническим условиям или Инструкции по эксплуатации агрегата);

R – газовая постоянная, Дж/(кг*К);

G_н – расход перекачиваемого газа, определяется с помощью конфузора ЦБН.

Значение К/(К – 1) приведены в табл. 3.1 в зависимости от ∆_в (относительная плотность газа по воздуху, ∆_в = ρ_газа/ρ_возд определяет химическая лаборатория) и средней температуры газа t_{ср н} = (t₁ + t₂)/2 в ЦБН для двух диапазонов работы (η_пол = 0,85 + 0,75 и η_пол = 0,75 – 0,65).

Для определения нужного диапазона первоначально по приведенным характеристикам ЦБН (рис. 3.4) в зависимости от приведенного объема расхода Q_1нпр = (n^н/n)Q_1н и относительной частоте вращения ротора следует найти эталонное значение к.п.д. и использовать его для определения К/(К – 1) по табл. 3.1.

n^н – номинальная частота вращения ротора ЦБН;

n – частота вращения ротора ЦБН при которой производятся измерения.

После этого рассчитать политропический к.п.д. по формуле:

К lg π

η_пол = (10)

К – 1 lg (Т_2н / T_1н)

π = (р_2н + р_а ) / (р_1н + р_а) (11)

Таблица 3.1

Таблица значений К / К – 1 для различного состава газа

Δ_в

t^ср_н ˚С

0,55 0,575 0,600 0,625 0,650 0,675

η = 0.85 - 0,75

0 4.12 4,19 4,26 4,33 4,39 4,45

10 4,16 4.23 4,29 4,35 4,42 4,48

20 4,20 4,26 4,33 4,39 4.45 4,51

30 4,24 4,30 4,37 4,43 4,50 4,55

40 4,27 4,34 4,42 4,48 4,55 4,60

50 4,30 4,38 4,46 4,53 4,61 4,66

60 4,35 4,42 4,50 4,57 4,65 4,73

η = 0.75 - 0,65

0 4,28 4,36 4,43 4,51 4,58 4,65

10 4,30 4,37 4,44 4,52 4,59 4,67

20 4,32 4,40 4,45 4,53 4,60 4,69

30 4,35 4,42 4,49 4,57 4,64 4,71

40 4,37 4,45 4,53 4,60 4,68 4,75

60 4,39 4,48 4,56 4,64 4,72 4,80

π

0,79

0,82 η=0,82 0,79

1,4 0,77 0,73

1,1

0,69

1,3

n=1,0

1,2

0,9

0,8

1,1 0,7

300 400 500 600 Q_1, м³/мин

Рис. 3.4. Расчетная характеристика нагнетателя Н-16-76-1,44

Если полученное значение η_пол укладывается в диапазон к.п.д., указанный в табл. 3.1, то найденное значение К / (К – 1) следует считать правильным, в противном случае необходимо найти новое значение коэффициента, ориентируясь на полученное по формуле (10) значение η_пол.

Метод определения технического состояния центробежного нагнетателя (ЦБН).

Расход газа через центробежный нагнетатель известен . Оценка технического состояния его газового тракта проводится путем сравнения эксплуатационного значения политропического к.п.д. с его эталонным значением на подобном режиме, т.е. (Q_iн)_пр = Const. (Q_iн – объемный расход газа). Эксплуатационное значение политропического к.п.д. вычисляется по формуле (10). (Последовательность определения η_пол см. в табл. 3.1). Эталонное значение η_{пол. э} определяется по кривой η_пол = f(Q_1н)_пр для соответствующего типа ЦБН. Для получения на этой кривой точки, соответствующей по условиям подобия режиму испытаний, вычисляется по результатам измерений приведенный объемный расход газа через ЦБН, приведенный к оборотам:

( Q_{1 н} ) = [ А_к √∆р_н / ν_1н ] n_ном / n, (12)

где А_к – коэффициент пропорциональности, дается в зависимости от типа ЦБН;

∆р_н - перепад давлений на измерительном устройстве (тарированный патрубок, либо конфузор, либо что-то другое);

ν_1н - плотность газа на входе в ЦБН кг/м³;

n_ном - номинальное значение частоты вращения;

n - замеренное значение частоты вращения.

Далее определяется коэффициент технического состояния Кη

Кη = η_пол / η_{пол. э} ( ≤ 1 ) (13)

Отклонение Кη от единицы свидетельствует об ухудшении в процессе эксплуатации характеристики ЦБН, за счет увеличения внутренних потерь (подрезы лопаток, износ колеса и др.)