- •Глава 5 показатели надежности, диагностика и снижение энергозатрат газоперекачивающих агрегатов
- •5.1. Показатели надежности газоперекачивающих агрегатов
- •Наработка на отказ у ряда гпа с газотурбинным приводом
- •5.2. Техническая диагностика газоперекачивающих агрегатов
- •Характеристики измерительных приборов для оценки состояния гпа
- •5.3. Определение технического состояния центробежных нагнетателей
- •5.3.1. Определение фактического политропического кпд нагнетателя
- •5.3.2. Определение паспортного (исходного) кпд нагнетателя
- •5.4. Определение технического состояния гпа с газотурбинным приводом
- •5.5. Диагностирование гпа в процессе работы и при выполнении ремонта
- •Классы чистоты турбинного масла в зависимости от его загрязнения
- •5.6. Причины увеличения энергетических затрат на транспорт газа и пути их снижения
- •5.7. Турбодетандер
- •5.8. Применение сменных (регулируемых) входных направляющих аппаратов для изменения характеристик цбн
- •Глава 6 автоматизация компрессорных станций
- •6.1. Система автоматического управления гпа
- •6.2. Датчики
- •6.3. Приборы
- •6.4. Вибрационный контроль гпа
- •6. 5. Измерение расхода газа
- •6.6. Системы безопасности компрессорных цехов
- •6.6.1. Системы управления охранными и общестанционными кранами. Ключи каос
- •6.6.2. Системы автоматики пожаротушения
- •Системы пожарообнаружения
- •6.6.3. Система контроля загазованности
- •6.7. Телемеханика
- •6.8. Мнемощит
- •6.9. Автоматизированное рабочее место диспетчера компрессорной станции (армд кс)
- •Глава 7 монтаж основного и вспомогательного оборудования на кс
- •7.1. Подготовка гпа к монтажу
- •7.2. Приемка фундамента под монтаж
- •Допускаемые отклонения фактических размеров от проектных на объектах фундамента
- •7.3. Монтаж блока нагнетателя и турбины на фундамент
- •7.4. Обвязка гпа технологическими трубопроводами
- •7.5. Монтаж вспомогательного оборудования гпа
- •7.6. Гидравлические испытания технологических коммуникаций компрессорной станции
- •7.7. Реконструкция, техперевооружение, модернизация действующих компрессорных станций
- •7.8. Пусконаладочные работы на компрессорной станции
- •Глава 8 техническое обслуживание и ремонт газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом
- •8.1. Основные положения и виды технического обслуживания гпа
- •Перечень работ при проведении среднего и капитального ремонтов гпа
- •8.2. Планирование и подготовка агрегата к ремонту
- •8.3. Ремонтная документация
- •Перечень и порядок составления технической документации при ремонте гпа
- •8.4. Вывод газоперекачивающего агрегата в ремонт
- •8.5. Виды дефектов и неразрушающий контроль гпа
- •8.6. Организация ремонта лопаточного аппарата осевого компрессора
- •8.7. Балансировка и балансировочные станки
- •8.8. Закрытие агрегата после ремонта и его опробование
- •Глава 9 охрана окружающей среды
- •9.1. Общие положения
- •9.2. Выбросы вредных веществ в атмосферу
- •Расход газа по составляющим операции пуска-останова гпа
- •Основные причины аварий на магистральных газопроводах
- •Выбросы в составе выхлопных газов
- •Величина номинальных выбросов вредных веществ для различных типов гпа
- •9.3. Сбросы загрязняющих веществ в водоемы
- •Основные показатели химического состава вод хозяйственно-питьевого и производственного назначения
- •Данные о сбросе сточных вод некоторыми отраслями промышленности России
- •9.4. Токсичные отходы
- •9.5. Охрана почв
- •9.6. Охрана недр
- •9.7. Шум и другие виды воздействия
- •9.8. Решение проблем экологии
- •Капитальные вложения рао "Газпром" в природоохранные мероприятия по годам (млрд. Руб.)
- •Глава 10 техника безопасности при работе на компрессорной станции
- •10.1. Общие требования по технике безопасности при обслуживании компрессорных станций
- •10.2. Техника безопасности при эксплуатации гпа и оборудования компрессорного цеха
- •10.3. Техника безопасности при ремонтах газоперекачивающих агрегатов
- •10.4. Огневые и газоопасные работы. Их проведение в условиях компрессорной станции
- •10.5. Требования к проведению работ в галерее нагнетателей со вскрытием нагнетателя
- •10.6. Обеспечение пожаробезопасности компрессорных станций
- •Категории взрыва и пожароопасности основных зданий и помещений кс
- •Список использованной литературы
- •Глава 6 автоматизация компрессорных станций
- •Глава 7 монтаж основного и вспомогательного оборудования на кс
- •Глава 8 техническое обслуживание и ремонт газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом
- •Глава 9 охрана окружающей среды
- •Глава 10 техника безопасности при работе на компрессорной станции
8.8. Закрытие агрегата после ремонта и его опробование
Все работы по ремонту агрегата производятся только по технологии, разработанной заводом-изготовителем ГПА. Конструктивные изменения основного оборудования, изменение технологических и принципиальных схем агрегата во время ремонта могут производиться по согласованию с заводом-изготовителем.
В процессе ремонта ГПА, начальник КС или инженер по ремонту производят приемку из ремонта отдельных отремонтированных узлов вспомогательных механизмов с оформлением соответствующих актов и формуляров.
Перед сборкой ГПА рабочие поверхности деталей, воздушные и масляные каналы должны быть очищены, промыты и продуты сжатым воздухом, трущиеся поверхности притерты и смазаны маслом, используемым в маслосистеме ГПА. Узлы необходимо собирать согласно маркировке с установкой только отремонтированных деталей. Для предохранения резьбы крепежа турбины от пригорания можно использовать специальные составы на основе порошка дисульфид молибдена или серебристого графита. Перед нанесением состава резьбовая поверхность должна быть очищена и обезжирена бензином или ацетоном. Состав необходимо наносить мягкой льняной тряпкой до получения ровного тонкого слоя. Для предохранения вкладышей от ржавчины и обойм лабиринтовых уплотнений от пригорания их контактируемые поверхности рекомендуется натирать сухим графитом.
При сборке резьбовых соединений для обеспечения прилегаемости стыков и сохранения целостности резьбы необходимо выполнять следующие правила:
- использовать крепеж только с исправной резьбой;
- в целях избежания пригорания не применять смазку резьбы маслом или составом, разведенном на олифе;
- не допускать люфта резьбовых соединений;
- затяжку производить последовательным обходом диаметрально противоположных болтов и шпилек;
- крутящий момент, приложенный при затяжке к болту или шпильке, должен вызывать в них напряжение не более (0,5-0,6)g , где g - предел текучести;
- торцы гаек должны быть перпендикулярны резьбе и параллельны фланцам;
- шпильки должны заворачиваться до упора торцевой части и не до конца резьбовой части, если резьбовая вворачиваемая часть шпильки окажется короче глубины резьбовой части фланца, необходимо в отверстие положить круглую шайбу;
- при сборке фланцев трубопроводов необходимо обеспечить их соосность и параллельность, причем площадь прилегания торцевых поверхностей по краске не должна быть не менее 70%;
- для обеспечения герметичности разъемов необходимо применять уплотняющие составы и материалы.
Начинать и заканчивать работу по сборке узлов должен один исполнитель. Объем контрольных измерений зазоров и натягов при сборе должен соответствовать объему измерений при разборке.
Сборку турбины и компрессора необходимо выполнять в такой последовательности:
- установить нижние половины обойм лабиринтовых уплотнений, вкладышей;
- плавающие кольца главного масляного насоса и импеллера, обоймы масляных уплотнений;
- уложить роторы согласно карте технологического процесса, соблюдая при этом все размерные цепи;
- установить нижние половины колец с рабочими и установочными колодками;
- установить верхние половины вкладышей и кольца с колодками упорного подшипника;
- поставить установочные штифты и обтянуть крепеж;
- установить в крышке подшипников верхние обоймы масляных уплотнений и закрыть подшипники крышками;
- установить верхние половины обойм лабиринтных уплотнений, поставить установочные штифты, обтянуть крепеж;
- перед закрытием турбины и компрессора для проверки отсутствия задеваний провернуть ротор;
- после нанесения мастики закрыть крышки корпусов;
- по направляющим стойкам опустить крышку, оставляя 3-5 мм до нижнего разъема, установить контрольные штифты.
При сборке нагнетателя следует обратить особое внимание на установку торцевых уплотнений и подшипников, проверку осевого разбега ротора.
Вывод агрегата из ремонта и приемка его в эксплуатацию производит комиссия в полном соответствии с положением о планово-предупредительном ремонте ГПА. Перед пуском агрегата в работу проверяется вся ремонтная документация: данные ремонтных формуляров, наличие актов на закрытие агрегата и его узлов, на осмотр и очистку воздушного и газового трактов, на опрессовку системы регулирования и маслоснабжения ГПА, а также системы уплотнения центробежного нагнетателя. Проверяются установочные величины системы регулирования и защит, проводится контрольный анализ масла.
Перед пуском агрегата в работу необходимо провести:
- осмотр воздухозаборной камеры с целью проверки отсутствия в ней посторонних предметов;
- проверку положений запорной арматуры, подвергшейся открытию или закрытию во время ремонта, а также заполнение гидросистем кранов гидравлической жидкостью;
- проверку действия и включение всех контрольно-измерительных приборов, систем автоматики, аварийной и предупредительной сигнализации с оформлением протокола проверки;
- проверку пусковых, резервных, аварийных и уплотнительных насосов, а также устройств их автоматического включения и соответствия давления масла в системе величинам, указанным в инструкции завода-изготовителя;
- проверку работы регулятора перепада давления "масло-газ" совместно с проверкой кранов "гитары" и заполнением контура нагнетателя;
- осмотр системы маслоснабжения агрегата.
Особый контроль при пуске ГПА после его ремонта уделяется:
- системе маслоснабжения агрегата;
- узлам системы регулирования и их взаимодействию;
- механическим задеваниям в узлах и проточных частях ГПА;
- уровню вибрации узлов агрегата;
- тепловому расширению корпусов ГПА;
- работе подшипников;
- наличию утечек воздуха, продуктов сгорания и масла.
После обкатки ГПА при отсутствии дефектов и соответствии его параметров техническим условиям завода-изготовителя производится приемка агрегата в эксплуатацию. Качество проведенного ремонта ГПА оценивают по таким критериям, как приведенная мощность ГПА, коэффициент полезного действия, вибрационное состояние агрегата. Одновременно на отремонтированном ГПА должны быть устранены все имевшиеся до ремонта дефекты.
После приемки агрегат проверяется в работе непрерывно под нагрузкой в течение 72 ч, после чего дается предварительная оценка качества проведенного ремонта. Если в процессе этой работы обнаруживаются какие-либо дефекты, ремонт считается незаконченным. Дефекты устраняются, после чего ГПА вновь проверяется в работе под нагрузкой в течение 24 ч.
В течение месяца работы под нагрузкой, после приемки агрегата из ремонта должны быть проведены эксплуатационные испытания ГПА, в результате которых необходимо определить его основные входные показатели (мощность, КПД), сравнить их с соответствующими показателями агрегата до проведения ремонта и на основании этого сделать оценку качества проведенного ремонта.
Пример 8.1. До ремонта центробежный нагнетатель работал при следующих рабочих параметрах: давление на входе в нагнетатель = 5,1 МПа, температура газа на входе = 20 °С; давление на выходе = 6,2 МПа, температура на выходе = 37,2 °С. После проведения ремонта нагнетатель начал работать на режиме: давление на входе 5,0 МПа, температура 18 °С; давление на выходе 6,0 МПа, температура 33,5 °С. Определить как изменился внутренний относительный КПД центробежного нагнетателя в результате его ремонта.
Решение. Внутренний относительный КПД нагнетателя определяется как отношение удельной обратимой работы сжатия в политропическом процессе к удельной работе сжатия в реальном процессе. Для наглядности рассмотрим обратимый политропический процесс как обратимый адиабатический процесс (рис. 8.3).
Рис. 8.3. К определению относительного КПД нагнетателя:
- удельная работа сжатия в обратимом адиабатическом процессе; - удельная работа сжатия в реальном процессе
Удельная реальная работа сжатия газа в нагнетателе определяется по следующему соотношению:
, (8.1)
где и - соответственно реальная температура газа на входе в нагнетатель ( ) и на выходе из нагнетателя ( ); и - давление газа на входе ( ) и выходе ( ) нагнетателя; - комплекс, определяемый как произведение теплоемкости на коэффициент Джоуля-Томсона в интервале давлений - .
Численное значение теплоемкости можно определить с помощью данных рис. 1.2.
Численное значение величины для метана в зависимости от давления и температуры можно определить с помощью данных рис. 1.4.
Для природных газов с содержанием метана в диапазоне 90-100% комплекс можно определить по следующему эмпирическому уравнению:
, (8.2)
где ( ) - комплекс для чистого метана; - мольное содержание метана в газе, в долях единицы.
Реальная удельная работа сжатия будет
= 2,52(37,2-20) - 11,4(6,2-5,1) = 30,8 кДж/кг.
В обратимом адиабатическом процессе сжатия, конечная температура процесса сжатия ( ) находится по уравнению адиабаты (показатель адиабаты, = 1,32:
К, или = 43,7 °С.
Удельная работа в обратимом адиабатическом процессе сжатия будет
= 2,51(34,7-20) - 11,4(6,2-5,1)= 24,4 кДж/кг.
Следовательно, относительный КПД центробежного нагнетателя до ремонта был
Проводя аналогичные расчеты по параметрам нагнетателя, полученных после проведения ремонта, установим следующее.
Реальная удельная работа сжатия при исходных параметрах по нагнетателю, полученных после ремонта, составит
= 2,52(33,5-18) - 10,5(6,0-5,0) = 28,56 кДж/кг.
Конечная температура процесса сжатия в обратимом адиабатическом процессе
=304,8К, или =31,6 °С.
Удельная работа в обратимом адиабатическом процессе сжатия
= 2,25(31,6-18) - 10,5(6,0-5,0) = 23,77 кДж/кг.
Относительный адиабатический КПД центробежного нагнетателя после проведенного ремонта составит
.
Сравнительно с данными до ремонта, относительный КПД центробежного нагнетателя вырос на 4,8% по абсолютной величине. Одновременно можно утверждать, что и КПД ГПА в целом вырос примерно на такую же величину.