«ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ на тему: Разработка системы сервиса при техническом обслуживании и ремонте газоперекачивающего агрегата используя методику диагностики по состоянию по специальности: 100101.65 Сервис Студент Павел ...»

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

ТУРИЗМА И СЕРВИСА»

Волгоградский филиал

Кафедра туризма и сервиса

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: Разработка системы сервиса при техническом обслуживании и ремонте газоперекачивающего агрегата используя методику диагностики "по состоянию" по специальности: 100101.65 Сервис Студент Павел Александрович Ермолаев Руководитель к.х.н., доцент Владимир Николаевич Карев Волгоград 2014 г.

РЕФЕРАТ

Ермолаев П.А.

Учебная группа НЗС- Тема дипломного проекта: Разработка системы сервиса при техническом обслуживании и ремонте газоперекачивающего агрегата используя методику диагностики "по состоянию".

Были рассмотрены следующие вопросы: генеральный план компрессорной станции, описание технологической схемы КС, основное технологическое оборудование, вспомогательные системы и установки КС, характер износа оборудования.

В сервисной части были представлены техническое обслуживание технологического оборудования, методы технического контроля при эксплуатации и ремонте, сервисный план.

В специальной части дипломной работы сделаны расчеты проверочный гидравлический расчет участка газопровода, расчет режима работы компрессорного цеха.

Также были определены экономические показатели проекта, такие как: полная себестоимость, выручка от реализации проекта, прибыль предприятия, и была определена чистая прибыль предприятия в размере 662706,23 рублей.

В безопасности и экологичности проекта были рассмотрены вопросы:

Характеристика проекта травмоопасные и вредные факторы, производственная санитария, техника безопасности, пожарная безопасность, безопасность жизнедеятельности в условиях чрезвычайной ситуации.

Газоперекачивающий агрегат, диагностика, технический сервис, ремонт.

ABSTRACT

Yermolaev PA Learning Team CIP- The theme of the graduation project: Development of a system of service for maintenance and repairs pumping unit using a diagnostic method "as".

Following issues were discussed: the general plan of the compressor station, a description of the technological scheme of the COP, the main process equipment, support systems and install the COP, the nature of equipment wear.

In the service area were presented maintenance of the equipment, technical control methods for maintenance and repair, service plan.

A special part of the thesis made calculations verification hydraulic calculation section of the pipeline, the calculation mode compressor shop.

Were also identified project economics, such as total cost, revenue from the project, business profits, and net income was determined in the amount of 662,706. Enterprise rubles.

In safety and environmental project questions were considered: Feature Project traumatic and harmful factors, industrial hygiene, safety, fire safety, life safety in an emergency.

Pumping unit, diagnostics, technical support, repair.

Содержание Введение Организационно-техническое обоснование проекта 1 1.1 Характеристика основного и вспомогательного оборудования компрессорной станции Описание технологической схемы 1.2 Техническая характеристика газоперекачивающего агрегата 1. ГТКЭлементы автоматизации в части осевого компрессора Система маслоснабжения агрегата Характеристика проектируемых услуг Классификация неисправностей Методы диагностики состояния ГПА Техническая диагностика ЦБН (продление ресурса) Объем и методика контроля Замер толщин стенок ЦБН Замеры твердости металла Ультразвуковой контроль ЦБН Контроль микроструктуры металла Контроль химического состава металла Техническое обслуживание технологического оборудования Подготовительные операции перед пуском ГПА Эксплуатация агрегата во время работы 2.3. газоперекачивающего Система технического обслуживания и ремонта ГПА Состав работ при техническом обслуживании и ремонте Система эксплуатации ГПА «по состоянию»

Контроль качества услуг Приемо – сдаточные испытания Прием ГПА из ремонта и передача в эксплуатацию Проверочный гидравлический расчет участка газопровода Расчет режима работы компрессорного цеха Определение коэффициента технического состояния 3. Безопасность и экологичность проекта Выбор и краткое описание объекта анализа Производственная санитария Техника безопасности при эксплуатации ГПА Электробезопасность Сосуды работающие под давлением Пожарная безопасность Охрана окружающей среды Загрязнение воздуха Мероприятия по ликвидации чрезвычайных ситуаций на 4. Экономическая часть Расчет затрат на обслуживание и ремонт оборудования Расчет затрат на оплату труда Расчет издержек производства и обращения Прогнозирование объемов реализации продукции и выручки.

5. Расчет показателей экономической эффективности проекта Одним из главных условий устойчивого развития газовой отрасли является обеспечение надёжности и эффективности эксплуатации газотранспортных предприятий.

Проблемы повышения надежности и эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов (ГПА) тесно связаны с задачей снижения производственных затрат на проведение ремонтно-восстановительных мероприятий.

ОАО «Газпром» в настоящее время эксплуатирует на территории России магистральные газопроводы общей протяженностью свыше 150 тысяч километров. Из них газопроводы большого диаметра (1020-1420 метров) составляют свыше 60 процентов, действуют 250 компрессорных станций и газоперекачивающих агрегатов общей установочной мощностью 40 миллионов киловатт, при этом 34,5 миллионов киловатт относятся к газоперекачивающим агрегатам с газотурбинным приводом.

Учитывая моральное и физическое старение парка газотурбинных установок, их реконструкция и обновление являются приоритетными проблемами транспорта газа. Прогнозируется совершенствование газовых турбин газоперекачивающих агрегатов, как правило, силами конверсионных мероприятий обеспечивающих повышение коэффициента полезного действия каждого из существующих типов газотурбинных установок максимально до Такой подход полностью соответствует «Федеральному закону о промышленной безопасности потенциально опасных объектов» и Постановлению Правительства РФ № 241 «О мерах по обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории РФ».

Организационно-техническое обоснование проекта 1.1 Характеристика основного и вспомогательного оборудования компрессорной станции Палласовское ЛПУМГ расположено в 10 км от Палласовского ОГПС. На территории предприятия располагаются здания и сооружения различной степени огнестойкости, этажности и назначения, а именно: административный корпус, компрессорные цеха № 1,2,3,4, гараж; котельные; склад ГСМ АТЦ, ремонтноэксплутационный блок, складские и вспомогательные помещения, открытая стоянка транспорта, общежития №№1,2.

Компрессорная станция - ГКС состоит из зданий цеха №1 и цеха №2 и имеет размеры в плане 136м х 35м. КС-2- состоит из цеха №3 (пять турбоагрегатов, каждый в отдельно стоящем блок-контейнере) и цех №4 (семь турбоагрегатов, каждый в отдельно стоящем блок-контейнере). Основная специализация заключается в компримировании и транспортировке газа по пяти ниткам газопровода. Общая производительность всех газоперекачивающих агрегатов станции 259 млн.м3 в сутки. По пожарной опасности относится к первой категории, группа производства «А».

оборудование и средства технического обслуживания и ремонта сооружений линейной части и КС.

Цех подключен к магистральным газопроводам Ду=1220мм. Газ высокого давления из магистрального газопровода через входной шаровой кран № (Ду1000) узла подключения по всасывающему газопроводу -шлейфу поступает через входной коллектор на батарею пылеуловителей, где очищается от механических и жидких примесей. После очистки газ попадает во всасывающий коллектор ГПА (Ду1000), из которого направляется на нагнетатели ГПА через входные краны №1, где сжимается до проектного давления. Компремированный газ поступает в нагнетательный коллектор (Ду1000), из которого по нагнетательному шлейфу (Ду1000) направляется к узлу подключения, попадая через кран №№8 в магистральный газопровод. Перемычка между всасывающим и нагнетательным шлейфами с кранами №№6р, 6ра служит для регулирования производительности перепуском газа со масла служат маслоохладители.

Техническая характеристика газоперекачивающего агрегата ГТК- 1. На Палласовской компрессорной станции цех оборудован двумя газоперекачивающими агрегатами ГТК-10-4 и тремя газоперекачивающими агрегатами ГТК-10-4 с нагнетателями типа 520-12-1, из которых три находятся в работе, один в резерве и один в ремонте.

Таблица 1.1 - Основные характеристики газотурбинной установки Номинальная мощность в стационарных условиях, МВт Температура наружного воздуха, 0С газотурбинной установки в стационарных условиях, % Максимальная мощность газотурбинной установки, МВт Номинальный расход топлива, м3/ч Температура продуктов сгорания перед турбиной, 0С Степень сжатия осевого компрессора Расход воздуха через компрессор, кг/с Регенераторов тепла две штуки; они предназначены для подогрева воздуха, поступающего из осевого компрессора перед подачей его в камеру сгорания, газами, отходящими от турбины.

отверстия обдувает обод диска турбины высокого давления. Диафрагма состоит из двух половин с горизонтальным разъемом.

Нижняя часть корпуса переднего блока отлита вместе со всасывающим патрубком корпуса компрессора. Крышка блока имеет вертикальный разъем. В блоке размещены опорно-упорный вкладыш вала турбокомпрессора, реле осевого сдвига, масляный выключатель автомата безопасности турбины высокого давления, главный масляный насос, электромагнитный датчик тахогенератора и маслозащитное кольцо.

Корпус и крышка подшипника – стальные, литые с горизонтальным разъемом. В корпусе установлены опорный и опорно-упорные вкладыши, насосимпеллер, масляный выключатель автомата безопасности турбины низкого давления, реле осевого сдвига, датчик электротахометра. Насос-импеллер является датчиком регулятора скорости.

Ротор турбокомпрессора вращается в двух вкладышах: опорно-упорном, расположенном в переднем блоке и опорном, находящемся в корпусе среднего подшипника. Ротор силовой турбины также имеет опорно-упорный и опорный вкладыши. Ротор составной и выполнен из барабана, пробки и диска. Пробка зафиксирована четырьмя радиальными штифтами и стопорится резьбовыми пробками. Диск фиксируется на валу десятью радиальными штифтами. Чтобы штифты не выпадали, стопорят кольцо и винтами. Ротор силовой турбины состоит из вала с двумя опорными шейками и посаженного на его консольную часть одновенчатого диска.

основных узлов: горелочного фронтового устройства, вихревого смесителя, корпуса камеры с крышкой.

Горелочное устройство представлено шестью основными горелками и одной дежурной горелкой, расположенными по окружности и соединенными общим коллектором, подводящим газ. Дежурная расположена в центре камеры сгорания, горелка во всех режимах имеет постоянный расход газа, который к ней подводится отдельно фронтовым устройством, предназначенным для подачи первичного воздуха в зону горения, с помощью семи малых и одного большого лопаточного венца.

Вихревое устройство предназначено для смешения продуктов сгорания с вторичным воздухом и получения достаточно равномерного температурного поля на выходе из камеры сгорания.

поступающего в камеру сгорания продуктами сгорания, выходящими из турбины. Применен пластинчатый подогреватель противоточного типа, общей поверхностью 2880 метров квадратных. Подогреватель разделен на две секции, воздухоподогревателя устанавливаются вертикально на четырех лапах и обшиты снаружи теплоизоляцией и металлом.

Система маслоснабжения в агрегате циркуляционная принудительная, которая обеспечивает смазку подшипников агрегата, уплотнение нагнетателя и работу системы регулирования. Во время работы агрегата масло подается главным масляным насосом, который находится в переднем блоке турбокомпрессора. Во время пуска и останова агрегата в работу автоматически включается центробежный насос. В случае аварийного снижения давления масла или при отсутствии во время остановки агрегата напряжения автоматически включается резервный шестеренчатый насос с электродвигателем постоянного тока.

Таблица 1.2 - Техническая характеристика нагнетателя 520-12- В компрессорном цехе для очистки газа от механических примесей и влаги установлено девять масляных пылеуловителей, работающих в сухом режиме.

Элементы автоматизации в части осевого компрессора 1. В части осевого компрессора имеются следующие элементы автоматизации:

Выпускные воздушные клапаны (ВВК).

Для сброса воздуха в атмосферу из нагнетательного патрубка циклового компрессора турбины применяются выпускные воздушные клапаны. Эти клапаны открываются при экстренной остановке или мгновенной разгрузке нагнетателя. В первом случае сокращается число выбегов ротора турбины до остановки, а также снижается разность охлаждения проточной части турбины изза уменьшения поступления холодного воздуха от компрессора, во втором, снижается недопустимое превышение частоты вращения ротора силовой турбины. При нормальной работе турбины давление в импульсной линии максимально (1,4 кгс/см2) и импульсный клапан закрыт. Полость над тарелкой Для предупреждения помпажа цикловых компрессоров газовых турбин на пусковых режимах используются противопомпажные клапаны, которыми производят частичный сброс воздуха в атмосферу. На турбине ГТК-10-4 воздух сбрасывают после 4-ой ступени компрессора, для чего используется восемь клапанов, установленных непосредственно на корпусе компрессора. В период пуска турбины, когда давление за 4-ой ступенью компрессора низкое, противопомпажные клапаны открыты. По мере увеличения частоты вращения компрессорного вала растет и количество сбрасываемого клапанами воздуха, и перепад давления, действующий на тарелки клапанов и создающий усилия в сторону закрытия этих клапанов. Установкой определенного натяжения пружин добиваются, чтобы противопомпажные клапаны закрывались после выхода силового вала турбины ГТК-10-4 и пневматический выключатель конструктивно оформлены так же, как автомат и выключатель компрессорного вала. Отличаются они в основном только размерами бойка, так как диаметр вала, в котором запрессована гильза бойка, равен 210 мм. Различаются они и способом стопорения нажимной гайки. В автомате силового вала в гайке сделана поперечная прорезь и применен винт, которым прорезь может быть сужена и произведено заклинивание гайки по резьбе. Несколько изменена и конструкция выключателя. В выключателе силовой турбины на валике нет рычага и штифта.

Сам валик застопорен от проворачивания в корпусе. При срабатывании бойка рычаг проворачивается на месте с валиком, а вокруг него. Кроме того, рычаг изза увеличенного размера вала силовой турбины имеет несколько иную форму.

Действует автомат следующим образом. При низкой частоте вращения ротора турбины усилие пружины превосходит усилие напора на поршень от импеллера и клапан прижимается к седлу, запирая выход воздуха из линии предельной защиты. Турбина может нормально работать. При достижении предельной частоты вращения увеличившийся напор на импеллере сместит поршень, а затем после выбора зазора в шарнире и шток вниз. Клапан откроет сброс воздуха из линии предельной защиты. Давление в линии снизится, и произойдет аварийная остановка турбоагрегата.

Реле осевого сдвига.

При выработке или выплавлении баббитовой заливки в упорных колодках подшипников ГТУ или нагнетателя происходит осевое смещение роторов, что может привести к задеванию вращающихся частями неподвижных. Для предотвращения аварий, которые могут произойти в таких случаях, в системе защиты агрегата применены реле осевого сдвига, компрессором нет, то мембрана отжимается пружиной вниз до упора в корпус. Под действием давления воздуха мембрана, преодолевая натяжение пружины, прогибается вверх и с помощью рычажной передачи вызывает срабатывание микровыключателя, который выдает сигнал для разрешения зажигания факела. Ввод проводов электрической сигнализации обеспечивается штуцером в нижней части механизма настройки, закрытого кожухом.

Реле в состоянии выдержать максимальное одностороннее давление кгс/см2. В этом предельном случае мембрана выстилается по внутренней поверхности верхней части корпуса, чем и предохраняется от повреждения.

Система маслоснабжения агрегата 1. В газоперекачивающем агрегате применена циркуляционная принудительная система маслоснабжения.

Система маслоснабжения обеспечивает:

уплотнение нагнетателя и работу системы регулирования;

смазку подшипников агрегата;

прием, хранение, учет расхода турбинного масла;

газоперекачивающего агрегата;

слив отработанного масла на склад;

аварийный слив и переливку маслобаков газоперекачивающих агрегатов;

очистку масла в цехе регенерации;

В маслоочистительную установку входят: центробежный сепаратор, масляные насосы, электроподогреватель с вакуумбачком, фильтр грубой очистки, вакуум-насос, фильтр-пресс и шкаф управления, смонтированные на одной передвижной тележке и агрегатно-связанные между собой.

Таблица 1.3 - Техническая характеристика маслоочистительной установки Потребляемая мощность, кВт:

электродвигателем Электродвигатель сепаратора:

Электродвигатель вакуум-насоса:

Наименьшее количество масла, которое можно очистить Габариты, мм:

Аппараты воздушного охлаждения на компрессорной станции служат для охлаждения масла низкого давления. Охлаждаемое масло проходит по трубам теплообменника, а охлаждающий воздух просасывается через густо оребренные наружные поверхности теплообменника вентиляторами.

Группа маслоохладителей состоит из следующих узлов и элементов:

две охладительные секции;

два комплекта уплотнительных элементов;

к винтовым насосам для уплотнения нагнетателя;

на смазку опорно-упорного подшипника нагнетателя, через обратный клапан Ду 50;

на смазку подшипников турбогруппы, через дроссельный клапан Д у 100, снижающий давление масла до 1 кгс/см2, и обратный клапан.

В блок насосов с подогревом масла входят маслоохладитель, в котором масло подогревается горячей водой при пуске машины в зимнее время, винтовые и резервный маслонасосы и арматура: предохранительный, дроссельный и обратные клапаны и задвижки.

Масло поступает к вкладышам подшипников турбогруппы через регулируемые дроссели, с помощью которых устанавливается необходимый расход масла при давлении 0,6 кгс/см2.

Во время пуска и остановки агрегата работает пусковой насос, обеспечивающий подачу масла в систему через сдвоенный обратный клапан в количестве 2000 л/мин при давлении 5 кгс/см2.

Загазованное масло непрерывно очищается от газа в гидрозатворе. Масло из картеров подшипников, от сигнализатора помпажа, гидрозатвора и системы регулирования сливается в один из отсеков рамы-маслобака и после фильтрации вновь поступает в систему.

Пусковой насос центробежного типа с вертикальным расположением вала и приводом от электродвигателя переменного тока мощностью 40 квт при 2900 об/мин.

Корпус насоса смонтирован на специальной раме, имеющей два фланца:

для крепления электродвигателя и всей установки пускового масляного насоса на раме-маслобаке.

Нагнетательный патрубок насоса подсоединен к специальному фланцу с внутренней стороны боковой стенки рамы-маслобака.

Корпус насоса имеет форму улитки и состоит из двух половин с вертикальным разъемом.

обеспечивающего плавный вход масла на колесо насоса.

Колесо насоса имеет фрезерованные лопатки, скреплено заклепками с покрывающим диском и насажено на вал.

Удерживается колесо на валу с помощью шпоночного соединения и прижимной гайки-обтекателя. Колесо насоса имеет упорный гребень, которым передается осевое усилие на упорный подшипник.

Уплотнение в корпусе между полостями нагнетания и всасывания достигается за счет предельно малых зазоров между корпусом и шестернями.

Уплотнение ведущего вала на выходе хвостовика из корпуса насоса производится резиновыми манжетами с пружинными кольцами.

Ведущий вал насоса и вал электродвигателя соединены эластичной муфтой. которая закрывается кожухом.

Часть маслопроводов смазки и регулирования смонтирована на рамемаслобаке и поставляется в готовом виде вместе с агрегатом.

В маслопровод в пределах турбогруппы входят:

все маслопроводы от главного и пускового насосов с отводами на регулирование, до регуляторов давления «после себя» включительно;

коллектор смазки с отводами к подшипникам турбогруппы и их сливные маслопроводы с прозрачными смотровыми кольцами.

Кроме того, на раме маслобаке смонтированы следующие трубопроводы:

газопроводы, подводящий и выхлопной, турбодетандера, а также газопроводы эжектора, отсасывающего газ из уплотнений турбодетандера и клапана, регулирующего подачу газа к нему;

коллектор отсоса воздуха и паров масла из переднего и среднего подшипников, а также воздухопровод от средней ступени компрессора к соплу отсасывающего эжектора.

подвесками и хомутами на специальных кронштейнах, прибалчиваемых к соответствующим наварышам рамы-маслобака.

Характеристика проектируемых услуг 1. Для производства ремонта основного оборудования (ГПА) на КС, организуется, в основном, система предупредительных плановых ремонтов (ППР). При составлении графика ППР принимаются рекомендации проектировщиков и заводов-изготовителей по периодичности и объему проведения различных видов ремонта, сроку службы оборудования, регламент технического обслуживания.

С технической точки зрения оптимизация ремонтно-технического обслуживания призвана обеспечить максимально возможный уровень надежности работы газопровода и его поддержание в пределах межремонтного периода.

Полученные сведения о техническом состоянии проточных частей ГПА, внутренней полости трубопроводов позволяют повысить стабильность значений выходных показателей эффективности ГПА (КПД, располагаемая мощность).

Дополнительный и более существенный эффект в этой области достигается при решении задачи оптимизации режимов работы газопровода в целом и ГПА в пределах цеха. С технической точки зрения поддержание технического состояния проточных частей элементов газопровода и оптимизация режимов работы на основе информации об их фактическом состоянии позволяет повысить эффективность функционирования газопровода в целом и компрессорных цехов в частности.

2.1 Диагностика состояния ГПА Техническая диагностика в настоящее время все шире внедряется в ОАО «Газпром» для решения различных технологических задач и в частности в практику эксплуатации газоперекачивающих агрегатов для обеспечения их высокой надежности, безопасности работы при низких эксплуатационных расходах.

Конечной целью технической политики ОАО «Газпром является переход на новую ресурсосберегающую систему эксплуатации оборудования, функционирующую на основе единой системы диагностического обслуживания, обеспечивающей оптимизацию ремонтной восстановительного обслуживания и управления технологическим процессом транспорта газа на основе информации о реальном текущем и прогнозируемым техническим состоянии, получаемой по результатам диагностирования, включая сведения об его ухудшении и оперативном восстановлении в процессе диагностического обслуживания.

Указанные особенности проявляются в номенклатуре неисправностей и параметров, отражающих их возникновение и развитие и, в конечном счете, в особенностях методического обеспечения диагностирования и технологии технического обслуживания и ремонтно-восстановительных работ.

Классификация неисправностей 2.1. Неисправности классифицируются:

По причинам, обуславливающим возможность возникновения:

конструкторские (неудачные проектные решения, несовершенный выбор параметров контроля и защит)» Поэтапно устраняются в процессе доводки; технологические (определяются уровнем конкретных производств, технологичностью конструкции);

связанные с качеством используемых материалов;

монтажные (связанные с ошибками при транспортировке и/или монтаже);

эксплуатационные (связаны с кондиционностью рабочих сред:

воздуха, топливного газа, технологического газа, масла, внешними эксплуатационными условиями);

неисправности соединяющих узлов (мультипликаторы, промвалы и т.п.); неисправности системы крепления агрегата;

неисправности вспомогательных систем (масляная, регулирования, антиобледенения и т.д.), Методы диагностики состояния ГПА 2.1. В условиях оценки состояния и работы ГПА на газопроводах значение имеют практически все виды диагностики, прежде всего потому, что агрегаты на КС непрерывно работают втечение многих сотен и тысяч часов без остановки.

Именно в этих условиях, не имея возможности в ряде случаев по технологическим причинам остановить агрегат, особенно важно оценить его текущее состояние и предсказать ход изменения его основных характеристик (мощность, КПД) па перспективу.

=условиях определять составляющие спектра шума от агрегата и отслеживать его изменения во времени, то диагностирование ГПА по спектру шума может быть весьма эффективным в условиях эксплуатации для оценки состояния агрегата.

При работе газотурбинного агрегата все его узлы и детали совершают вынужденные и резонансные колебания механического и аэродинамического происхождения, что вызывает так называемую вибрацию двигателя. К источникам колебаний механического происхождения можно отнести разного рода соударения и взаимодействие различных деталей двигателя. К источникам колебаний аэродинамического происхождения можно отнести пульсацию потока газов по газовоздушному тракту ГТУ, турбулентность процесса горения топлива в камере сгорания и т.п.

Кроме этого в условиях эксплуатации проводится диагностика температурного состояния деталей агрегата, прежде всего лопаток турбины, визуально-оптическая диагностика, позволяющая выявлять разрывы материала, трещины, несплошности, деформации, нарушение покрытий и изоляции камер сгорания, газовой турбины и т.п.

С помощью того или иного метода диагностики ГПА можно и весьма целесообразно прогнозировать изменение технического состояния агрегата с целью предупреждения вынужденных остановок ГПА, повышения эффективности их эксплуатации, определения видов и сроков проведения ремонтов.

методы неразрушающего контроля (НК, дефектоскопия).

При работе газотурбинного ГПА происходят загрязнения и эрозия лопаток осевого компрессора, увеличение радиальных зазоров проточной части компрессора и турбины, износ лабиринтовых и масляных уплотнений, эрозия рабочего колеса нагнетателя, возникновение трещин в лопатках компрессоров и турбин, элементах камеры сгорания, прогар сопловых лопаток и жаровой трубы, механические повреждения лопаток компрессора и турбин и т.д.

распространенными дефектами проточной части в результате длительной эксплуатации являются эрозия и подрез лопаток рабочего колеса и износ лабиринтового уплотнения на покрывающем диске. Путем снятия опытной характеристики в параметрах подобия и сравнения ее паспортной удается составить приблизительное представление о износе лабиринтового уплотнения и частично об износе лопаток рабочего колеса и диффузора.

В технических условиях для ГТУ каждого типа указан ограниченный ресурс для некоторых базовых узлов и деталей (например, лопаток, жарового узла камер сгорания и др.). Эти детали имеют срок службы не менее ресурса между капитальными ремонтами или кратный ему.

При эксплуатации металл контролируется в основном во время плановых остановок оборудования ГТУ. Он проводится силами лабораторий металлов или службы металлов, ремонтных, специализированных Перед началом планового ремонта ГТУ при назначении объема контроля необходимо учитывать температурно-временной режим эксплуатации. В случае забросов температуры газов выше допустимых, согласно инструкции предприятия-изготовителя ГТУ, проводится внеочередной контроль лопаточного аппарата и других деталей и элементов горячего тракта.

В действующих агрегатах не допускается нагрев выше допустимых пределов, согласно инструкции предприятия-изготовителя ГТУ. При превышении температур металл разупрочняется, его прочностные характеристики не удовлетворяют требованиям ТУ, и возможно разрушение лопаток. При этом необходимо остановить турбину для проведения дефектоскопии и исследования металла лопаток.

Визуальному контролю подлежат 100 % деталей оборудования. При необходимости можно использовать лупы, эндоскопы и другие оптические средства.

Специальному контролю подлежат узлы и детали ГТУ (лопатки, диски и др.), работающие в режимах, которые могут вызывать возникновение и развитие процессов ползучести, окалинообразования, коррозии, эрозии, усталости, термоусталости, а также изменение структуры и механических свойств под воздействием высоких температур и напряжений. Элементы (корпуса цилиндров, обоймы турбин, коллекторы и др.), работающие в режимах, при которых под влиянием теплосмен протекают процессы коробления вследствие накопления остаточной деформации.

Измерение остаточной деформации деталей проводится ремонтной организацией или лабораторией металлов электростанции в период капитального ремонта по специальным методикам и в сроки, предусмотренные предприятиемизготовителем или НПО ЦКТИ. Работа каких-либо деталей газовых турбин с трещинами не разрешается. Их необходимо демонтировать или подвергнуть ремонту.

Рабочие и сопловые (направляющие) лопатки с трещинами должны быть заменены новыми. Если на лопатках повторяются одни и те же характерные повреждения, должна быть заменена вся ступень, а причины повреждения установлены при лабораторных исследованиях на предприятих-изготовителях, в ВТИ или других научно-исследовательских организациях.

Решение о необходимости небольшого ремонта лопаток в условиях эксплуатации (выборка мелких единичных трещин, рихтовка небольших забоин, вмятин в ненапряженных зонах лопаток и др.) и последующего контроля в местах ремонта принимается главным инженером.

Вопрос о дальнейшей эксплуатации всей ступени лопаток решается после анализа причин повреждения (трещины, язвины и др.) хотя бы одной лопатки.

Все обнаруженные при контроле трещины в корпусах турбин и компрессоров и других ответственных деталей (коллекторов, пламенных труб и др.) должны быть выбраны абразивным инструментом. Полноту выборки контролируют методом ЦД (цветная дефектоскопия) и МПД (магнитопорошковая дефектоскопия). В зависимости от глубины выборки место выборки заваривают или оставляют без заварки.

- не более 5000 ч и 100 пусков, в базовом режиме - не более 10000ч.

Возможность дальнейшей эксплуатации ГТУ определяет экспертнотехническая комиссия (ЭТК).

При аварийных остановах с разрушением деталей ГТУ создается экспертно-техническая комиссия. Причины разрушения металла исследуются по совместно разработанной программе. По результатам исследования металла с установлением причин разрушения деталей предлагаются мероприятия по восстановлению ГТУ (ремонт, замена, возможность и сроки дальнейшей эксплуатации).

При диагностировании оборудования ГТУ допускается применение новых методов и средств неразрушающего контроля, не указанных в инструкции, после их утверждения. Проектировщиками и предприятиямиизготовителями оборудования должны быть предусмотрены площадки, смотровые лючки, реперы или указаны зоны на основных деталях для проведения эксплуатационного контроля.

При исследовании металла после эксплуатации предприятие должно предоставить необходимую техническую документацию (технические условия, паспортные данные, чертежи деталей). Для определения ресурса и проведения расчетов эквивалентной наработки деталей или ГТУ в целом, а также для разработки рекомендаций о режимах дальнейшей эксплуатации в соответствующих отделах необходимо хранить следующие данные;

температурным параметрам, общем количестве пусков, аварийных остановов;

результаты входного и текущего контроля всех основных элементов ГТУ за весь период эксплуатации;

результаты исследования аварийных отказов;

сведения о ремонтных работах и замене деталей элементов ГТУ.

Техническая диагностика ЦБН (продление ресурса) 2.1. В технических условиях для центробежных нагнетателей каждого типа указан ограниченный срок эксплуатации.

Решение о продлении ресурса корпуса ЦБН различных модификаций Информация, необходимая для анализа технического состояния ЦБН и принятия решения о возможности его дальнейшей эксплуатации после выработки нормативно установленного ресурса, включает в себя следующие данные:

общая наработка нагнетателя;

общее количество и виды ремонтов нагнетателя, в том числе капитальных, средних и планово-предупредительных;

число пусков-остановов, в том числе аварийных, причины аварийных остановов, отказов, последствия аварий, способы и методы их устранения;

режимы работы нагнетателя (давление на входе в нагнетатель, конечное давление на выходе из нагнетателя, степень повышения давления, производительность, химический состав газа, температура газа на входе в ЦБН и выходе из него, длительность эксплуатации на рабочих режимах, изменение рабочих режимов в разные периоды года в течение срока эксплуатации);

имевшие место перегрузки нагнетателя при эксплуатации, их характер, величина и периодичность.

Обслуживающий персонал компрессорной станции (КС) предоставляет для анализа сменные ведомости за последний год, журнал ремонтов и эксплуатационный журнал.

Данные о химическом составе технологического газа нагнетателя предоставляют соответствующие службы КС.

2.2. Для внешнего осмотра и дефектоскопического контроля металла деталей необходимо разобрать нагнетатель (отсоединить крышку, вынуть ротор и внутренние детали).

Рекомендации по контролю технического состояния ЦБН, места, подлежащие дефектоскопии.

Места и объем контроля обследуемых ЦБН могут быть уточнены специалистами, выполняющими работы по определению дополнительного ресурса ЦБН, в зависимости от их фактического технического состояния.

поверхности корпуса и крышек, а также размеры эрозионного износа в наиболее подверженных этому процессу местах ЦБН (всасывающий и нагнетательный патрубки, камера нагнетания, торцовая стенка корпуса, зона расположения уплотнительной резинки между всасывающей и нагнетательной полостями ЦБН).

Замер толщин стенок ЦБН 2.2. Для контроля эрозионного износа корпуса выполняются замеры толщин стенок с использованием ультразвуковых толщиномеров.

Замеры геометрических размеров стенок ЦБН, всасывающего и нагнетательного патрубков заносятся в контрольную карту.

Замеры твердости металла 2.2. Твердость металла по методу Бринелля определяют в соответствии с ГОСТ переносными твердомерами обеспечивающим требуемую точность.

Замер твердости в характерных сечениях ЦБН, всасывающего и нагнетательного патрубков, шпилек и гаек, сварных швов и других мест производится в соответствии с эскизами указанными разработчиками инструкций.

Металл в местах контроля должен быть зачищен на площадках размером примерно 25x25 мм до шероховатости, требуемой «Инструкцией по эксплуатации используемых твердомеров». Контролируемая поверхность не должна иметь наклепа.

Оценка результатов замеров твердости должна производиться с учетом погрешностей измерений приборов на вертикальных, наклонных и горизонтальных поверхностях.

В случаях заметного снижения или повышения твердости по отношению к нормативным данным, дополнительно проводится экспертное исследование микроструктуры и, при необходимости, определение химического состава металла.

Контролю подвергаются также дефектные участки ЦБН, установленные по результатам внешнего осмотра (визуального контроля).

Цветную дефектоскопию проводят в соответствии с действующими отраслевыми инструкциями по ее выполнению. Контролируемые поверхности должны быть зачищены до шероховатости Rа < 5,0 мкм (Rz < 20 мкм) по ГОСТ.

Класс чувствительности и минимальный размер выявляемых при ЦД дефектов корпусных элементов должен соответствовать требованиям ТУ.

Травление для определения макроструктуры рекомендуется использовать в тех случаях, когда не удается подготовить контролируемую поверхность для выполнения цветной дефектоскопии, а также с целью выявления дефектов и границ сварных швов. Макроконтроль травлением проводят по ГОСТ или по отраслевой инструкции. Выявление дефектов и определение макроструктуры достигается химическим воздействием реактивов на металл. Контроль травлением производится на подготовленной для контроля поверхности с шероховатостью Ра < 1.25 мкм. Травление поверхности проводится 10% раствором НNОз в воде.

Вместо ЦД или травления для определения макроструктуры может быть использована магнитопорошковая дефектоскопия (МПД). Чувствительность контроля (МПД) должна соответствовать на корпусе и торцовой крышке ширине раскрытия условного дефекта 10 мкм и минимальной протяженности 0,5 мм, соответственно. Подготовка поверхности деталей ЦБН должна соответствовать шероховатости Rа < 10 мкм.

Ультразвуковой контроль ЦБН 2.2. Ультразвуковую дефектоскопию рекомендуется использовать для контроля недоступных внутренних мест (всасывающий и нагнетательный патрубки) и для уточнения мест, вызывающих подозрение на наличие дефектов по результатам визуального контроля, цветной дефектоскопии или травления.

которые могли привести к нарушению работоспособности ЦБН;

при существенном коррозионно-эрозионном износе (значительных нарушениях поверхности) металла ЦБН, торцовой крышки, шпилек и гаек.

Места и объем контроля назначаются специалистами, выполняющими работы по определению дополнительного ресурса, в зависимости от фактического технического состояния обследуемых ЦБН и результатов обследования по нормативному объему контроля.

Исследование микроструктуры может производиться с помощью переносного микроскопа на специально подготовленной поверхности, а также снятием реплик на этих поверхностях и их последующим изучением на стационарном микроскопе с фотографированием микроструктуры. Для травления контрольной поверхности применяют реактив следующего состава:

4% раствор азотной кислоты в спирте или 4% раствор пикриновой кислоты в спирте.

Контроль химического состава металла 2.2. Контроль химического состава металла ЦБН, торцовой крышки, шпилек и гаек производится по решению специалистов, выполняющих работы по продлению ресурса ЦБН, в следующих случаях:

при существенных отклонениях механических свойств металла от нормы;

при отсутствии информации о материалах, из которых изготовлены элементы конструкции обследуемых ЦБН.

Контроль химического состава металла корпуса, торцовой крышки, шпилек и гаек проводят:

непосредственно на деталях - стилоскопированием (качественная оценка);

на стружке от деталей - химическим анализом;

на образцах, вырезанных из ЦБН, торцовой крышки, шпилек и гаек спектральным методом.

Химический состав металла определяют:

переносным стилоскопом (для подтверждения марки металла);

химическим анализом;

спектральным методом.

Результаты контроля технического состояния деталей ЦБН оформляются в виде Технического заключения. При положительных результатах обследования ресурс нагнетателя увеличивается от 20 000 до 100 000 часов. При эрозионном или коррозионном износе, превышающем допустимые значения, по согласованию с разработчиками Инструкций и проектировщиками назначается ограниченный ресурс эксплуатации (до 5000 часов). Заключение о техническом состоянии и продлении ресурса работы ЦБН нагнетателей природного согласовывается с разработчиками настоящей Инструкции. Максимальный ресурс работы нагнетателя не должен превышать 200 000 часов.

Техническое обслуживание технологического оборудования 2. Подготовительные операции перед пуском ГПА 2.3. Проверить отсутствие посторонних предметов на оперативной площадке обслуживания, на нулевой отметке и лестницах.

соответствующих актов на осмотр, очистку и опрессовку воздушного и газового трактов, на настройку регуляторной станции, на осмотр и опрессовку металлоохладителей, их масляных уплотнений и другого оборудования.

Для повышения надежности работы агрегата после каждых 25 пусков и после каждого случая помпажа производить осмотр лопаточного аппарата осевого компрессора лопатки, имеющие дефекты, трещины, надрывы и прочее подлежат замене.

Осмотреть оборудование агрегата (основное и вспомогательное) с целью проверки его исправности и готовности к пуску и нормальной работе. Сделать муфта турбодетандера расцеплена;

механизм управления регулятором скорости находится в верхнем положении (максимальные обороты);

выключатели автоматов безопасности взведены, для чего при работающем пусковом маслонасосе необходимо кнопки на выключателях или переключающих золотниках вытянуть вверх до отказа;

закрытые стопорные и регулирующий клапаны;

закрытые выпускные клапаны;

открытый вентиль на подводе масла предельной защиты к гидродинамическому автомату безопасности;

открытые вентили на подводе масла и газа к регулятору и реле перепада давления;

открытые вентили на трубопроводах поплавковой камеры;

открытые сбросные клапаны после 4-ой ступени осевого компрессора;

открытые вентили на подводе проточного масла к золотнику с электрическим преобразователя регулятора температуры МИРТ и к регулятору давления РД-1;

открытые вентили на подводе импульса давления газа к регулятору давления РД-1 и наличие среднего уровня жидкости в разделительном сосуде;

открытые вентили на импульсных линиях и на подводе масла к сигнализатору помпажа;

проверить давление масла в системе;

проверить включение защиты по маслу;

отключить пусковой насос ключом управления и удерживать рукоятку ключа в положении «Выключено». Убедиться, что при снижении давления масла сначала подается предупреждающий сигнал "Давление масла низко", а затем аварийный сигнал «Давление масла». Одновременно с аварийным сигналом должен включиться резервный маслонасос. Проверить сигнализацию состояния двигателя резервного насоса и давление масла при его работе;

отпустить рукоятку ключа пускового маслонасоса и убедитьсяь, что маслонасос включился;

повернуть ключ «Разблокировка» и, удерживая его в повернутом состоянии, отключить сначала резервный, а затем - пусковой маслонасосы. Ключ разблокировки возвратить в исходное положение после падения давления масла смазки ниже 0,5 кгс/см2;

включить и отключить резервный маслонасос ключом управления, повернув ключ разблокировки.

Проверить работу регулятора скорости и одновременно проверить подвижность стопорного и регулирующего клапанов, для чего:

проверить включение в работу ограничителя приемистости;

убедиться, что в электромагнитном выключателе и переключающем золотнике регулирующего устройства турбодетандера, рычаги опущены вниз (нет напряжения на катушках электромагнитов);

включить пусковой маслонасос;

убедиться, что масляные выключатели автоматов безопасности на турбинах высокого и низкого давления выключены. Кнопки на выключателях нажать на кнопку масляного выключателя автомата безопасности турбины высокого давления. Стопорный и регулирующий клапаны должны закрыться.

Вытянуть кнопку вверх до отказа;

снова открыть стопорный и регулирующий клапаны как указано выше;

вновь открыть стопорный и регулирующий клапаны. Включить напряжение питания фотореле. Должна сработать аварийная защита по импульсу от фотореле.

Проверить:

срабатывание электромагнитного выключателя;

разблокировать схему ключом разблокировки и отключить пусковой маслонасос.

Проверить работу маслонасосов уплотнения, для чего:

включить пусковой масляный насос;

включить выбранный маслонасос уплотнения ключом управления.

Проверить правильность работы сигнальных ламп. Проверить заполнение аккумулятора масла и соответствие давления масла величинам. Выключить маслонасос уплотнения;

включить второй маслонасос уплотнения и произвести проверку.

Включить маслонасос.

установить ключ управления в положение, соответствующее выбранному насосу. Выключить пусковой маслонасос;

Открыть жалюзи камеры фильтров на всасывании компрессора;

Проверить работу расцепного устройства и регулирующего устройства с клапаном (кран 13) на подводе газа к турбодетандеру и валоповоротного Проверить действие защиты по перепаду давления между газом и маслом уплотнения, для чего:

отключить работающий маслонасос уплотнения, сняв напряжение питания двигателя. Проверить действие предупреждающей сигнализации и включение резервного насоса уплотнения. Восстановить напряжение питания двигателя;

произвести проверку сменив предварительно функции насосов;

отключить, как указано выше оба электродвигателя. После установленной выдержки времени должна сработать аварийная защита по уменьшению перепада давления между газом и маслом уплотнения.

Проверить:

отрабатывание электромагнитного выключателя;

включение аварийного звукового сигнала;

включение светового сигнала «Перепад масло-газ»;

отключение звукового сигнала при нажатии на кнопку «Съем звука».

электродвигателей маслонасосов уплотнения. Отключить маслонасосы.

Проверить работу регуляторов перепада, для чего:

включить маслонасос уплотнения;.

открыть кран №4. Продуть магистраль в течение 15-20 сек;

закрыть кран №5. Проследить за работой регуляторов перепада. По мере повышения давления газа в полости нагнетателя должно увеличиваться давление масла уплотнения, оставаясь все время выше давления газа на 1,5- кгс/см2;

закрыть кран №4 и открыть кран №5. Вслед за уменьшением давления газа должно уменьшиться давление масла уплотнения, оставаясь все время выше давления газа. Проверить действие сигнализации во время перестановки крана №5.

Проверить работу кранов в обвязке нагнетателя, для чего:

открытье кран №4, произведите продувку нагнетателя. Закрыть кран №5. В процессе подъема давления газа убедиться в том, что при перепаде давления на кране №1 больше 2-3 кгс/см2 краны №1 и №2 нельзя открыть ключом управления;

открыть, закрыть и вновь открыть краны № 1 и №2.После уменьшения перепада давления на кране №1 проверить действие сигнализации;

возвратить все краны в исходное положение, разблокировать схему и выключить маслонасосы.

Проверки можно производить только при закрытых ручных кранах пускового и топливного газа.

Проверить действие защиты при температуре газа перед турбиной, для чего:

последовательности:

закрыть кран №5 и поднять давление газа в нагнетателе до срабатывания дифференциального реле давления на кране №1 (перепад давления должен быть не более 2-3 кгс/см2);

ввести в зацепление муфту турбодетандера и открыть кран №13;

включить валоповоротное устройство;

проверить давление пускового газа на пункте регулирования.

Открыть стопорный клапан;

открыть кран №11, проверить отключение валоповоротного устройства;

при возрастании оборотов вала высокого давления до 500- об/мин. (после срабатывания реле давления воздуха) открыть кран №12.

Проверить давление топливного газа;

Примечание Открытие крана №12 и включение запала не произойдет, если не сработало реле давления воздуха в нагнетании осевого компрессора.

Краны №14 и №15 нельзя открыть, если не включен контактор запала.

Запал разрешается держать под напряжением не более 20 сек., а повторный цикл зажигания можно производить с перерывом в 1-2 минуты.

выдержать турбину при температуре 150-2000С. Время выдержки ~ 1 мин;

открыть регулирующий клапан на 1-1,5 мм. (до появления на щите сигнала открытия);

на этом режиме прогреть турбины, этот прогрев равен ~1мин.

Дальнее открытие регулирующего клапана произвести постепенно, в течение 6мин., не допуская возрастания температуры газа перед ТВД выше 6000С;

при увеличении частоты вращения вала высокого давления до об/мин. регулятор скорости турбодетандера или реле скорости закроет кран № и перекроет подачу пускового газа. Одновременно муфта турбодетандера выйдет из зацепления, закроется кран №11;

проверить выход турбодетандера из зацепления, закрытие кранов №13 и №11;

при достижении частоты вращения вала низкого давления и ±50 об/мин, вступает в действие регулятор скорости. Проверить срабатывание микропереключателя холостого хода на регулятор скорости;

Используемый термин «холостой ход» является условным и определяет режим агрегата, работающего на минимальной ставке регулятора скорости при открытых кранах №1 и №2.

закрыть краны №3 и №3бис. Проверить отключение пускового насоса и состояние агрегата;

Следить за работой регулятора перепада «масло-газ». Перепад должен быть не менее 1,5 кгс/см2.

выдержать агрегат на установившемся режиме, после чего установить требуемый режим (при этом частота вращения вала должна быть более 4200 об/мин.). Продолжительность выдержки 1-2 мин. При нагружении агрегатов следить за тем, чтобы температура газов перед ТВД не превышала установленных величин, а ее возрастание происходило плавно со скоростью не более 1000С за 5мин. Запрещается работа агрегата с открытым краном №3 при частоте вращения вала ТНД выше 3300 об/мин.;

В эксплуатации не допускайте повышения температуры газа перед ТВД выше установленных величин.

Для нагнетателей контролировать работу торцевого уплотнения по уровню масла в поплавковой камере. Для этого закрыть вентиль на сливе из поплавковой камеры и наблюдать в течение 20-30 мин. по указателю уровня за интенсивностью поступления масла. При нормально работающем торцевом уплотнении поступление масла в поплавковую камеру должно составлять не более 500г/час.

Открыть вентиль на сливе после проверки работы торцевого уплотнения.

Периодически проверять дифманометром количество продуваемого газа из поплавковой камеры во всас нагнетателя, которое должно соответствовать перепаду давления около 65 мм. рт.ст. на участке трубы длиной 4 м.

По перепаду давления на фильтрах следить за чистотой фильтров во всасывающей воздушной камере.

В случае значительного загрязнения или обледенения (перепад выше мм.рт.ст.) фильтры подлежат очистке.

При неблагоприятном сочетании погодных условий возможно возникновение обледенения во всасывающем тракте осевого компрессора газотурбинных агрегатов. Это явление представляет значительную опасность для осевого компрессора, так как может привести к срывам потока воздуха (помпажу) и поломкам лопаточного осевого компрессора, необходимо:

в период с октября по март включить подачу горячего воздуха на всасывании осевого компрессора на 7-80С; включение и отключение подогрева воздуха оформляется актом, а результаты наблюдения за обледенением входного аппарата компрессора – через смотровые окна – записываются в вахтенном журнале.

Произвести тщательную уборку агрегата.

Следить за чистотой фильтров в маслобаке.

Периодически произвести анализ смазочного масла на кислотность, вязкость, воду, а также на присутствие механических примесей.

Каждые 1000 часов работы произвести проверку температуры корпусов агрегатов в соответствии с инструкцией.

При последовательной работе агрегатов наиболее экономичными являются режимы с одинаковой температурой газа перед турбинами.

При ревизиях агрегата, произвести полную проверку состояния аппаратуры системы управления.

Одновременно проверить сопротивление изоляции вторичной коммутации пульта управления. Смену ламп и проверку приборов подлежит производить согласно инструкции по их обслуживанию.

Производить какие-либо работы в щитах регулирования и управления на действующем агрегате не разрешается.

Систематически следить за работой регулятора температуры перед Внештатные ситуации при эксплуатации газоперекачивающего агрегата 2.3. При внештатных ситуациях эксплуатации газоперекачивающего агрегата производится аварийная остановка агрегата, т.е. в случае;

погасания факела в камере сгорания;

повышения температуры газа перед турбиной за силовой турбиной выше допустимой;

повышения температуры вкладышей подшипников сверх нормы;

повышения скорости вращения турбин низкого и высокого давления выше допустимой;

осевого сдвига роторов турбин или нагнетателей сверх допустимых пределов (0,8-1,0 мм), что соответствует повышению давления на контактных манометрах реле осевого сдвига до 3,0 кгс/см2;

падение давления масла в подшипниках турбины ниже 0,2 кгс/см2 и в опорно-упорном подшипнике нагнетателя до 1,2 кгс/см2;

понижения давления топливного газа перед стопорным клапаном ниже допустимого;

понижения перепада между давлением масла и давлением газа в 2. Система технического обслуживания и ремонта ГПА Планово-предупредительная система технического обслуживания и ремонта ГПА предусматривает следующие виды технического обслуживания и ремонта:

техническое обслуживание на работающем агрегате;

техническое обслуживание агрегата, находящегося в состоянии резерва;

техническое обслуживание при определенной наработке агрегата (1000, 1500 часов, и т. д.);

Техническое обслуживание на работающем и находящемся в состоянии резерва агрегате выполняет эксплуатационный персонал. По согласованию эксплуатирующей и ремонтной организаций отдельные из этих работ также могут выполняться персоналом ремонтной организаций на договорной основе.

Работы по техническому обслуживанию при определенной наработке агрегата (1000, 1500 часов, и т. д.), предусмотренные инструкциями заводовизготовителей ГПА, отнесены к плановым ремонтам и техническому обслуживанию.

Плановые ремонты и техническое обслуживание на остановленных по непосредственно влияющем на надежность и безопасность его эксплуатации.

Плановые ремонты и техническое обслуживание назначаются при определенной наработке в зависимости от типа агрегата.

Техническое обслуживание двигателя (ТОдв) проводится при наработке часов.

Техническое обслуживание ГПА (ТО) проводится при наработке часов.

Текущий ремонт производится при наработке – 4000/12000 часов.

Средний ремонт производится при наработке – 6000/16000 часов.

Капитальный ремонт производится при наработке – 18000/32000 часов.

«Порядок проведения технического обслуживания и ремонта» рассчитан на эксплуатацию газоперекачивающего агрегата в соответствии с техническими условиями и нормативно-технической документацией завода-изготовителя (качественный топливный и технологический газ, нагрузка ГПА – не более номинальной, класс использования ГПА – базовый согласно ГОСТ 28775-90 и т.

д.).

При выработке агрегатом в целом или отдельным его оборудованием назначенного ресурса (или при достижении близкой к нему наработки) Ремонт планируется по типовому набору работ и предварительной ведомости дефектов, передаваемой эксплуатационной организацией ремонтной организации.

В зависимости от числа дефектов и на основании окончательной ведомости дефектов решается вопрос о переводе агрегата из одного вида ремонта в другой; например, из текущего ремонта ТР в средний ремонт СР. Решение о переводе агрегата из одного вида ремонта в другой принимается по согласованию с эксплуатирующей организацией.

Объемы работ по отдельным узлам и деталям могут быть различным и зависят от технического состояния агрегата. В зависимости от технического состояния агрегата и от числа дефектов определяется необходимость проведения ремонта в условиях компрессорной станции или ремонтного предприятия.

Ремонт и техническое обслуживание должны назначаться по наработке агрегата с начала эксплуатации после монтажа или после последнего капитального ремонта.

Состав работ при техническом обслуживании и ремонте 2.4. Плановое техническое обслуживание (ТО) включает в себя:

диагностическое обследование ГПА до и после технического обслуживания (при необходимости);

дефектоскопию деталей и узлов с применением методов неразрушающего контроля (при необходимости) работы по техническому обслуживанию, которые включают в себя осмотр, ревизию, очистку, разборку, сборку, подгонку, регулировку, настройку, замену отдельных узлов и деталей;

заключительные работы, в т.ч. при необходимости - приёмо-сдаточные испытания.

технических мероприятий и информационных писем заводовизготовителей, предусмотренных к внедрению; подготовка и проверка исправности необходимых для ремонта инструмента, приспособлений, приборов, такелажного оборудования, грузоподъемных средств, сварочного оборудования, материалов, необходимых при ремонте;

ознакомление ремонтного персонала с планом и составом предстоящих работ; проведение инструктажей по технике безопасности, охране труда и пожарной безопасности согласно действующим положениям; установка лесов, подмостей, площадок.

Диагностическое обследование ГПА до и после ремонта осуществляется квалифицированными специалистами с использованием штатных приборов измерения параметров и включает в себя:

осмотр корпусов подшипников агрегата;

оценку вибрационного состояния оценку мощности агрегата;

определение основных показателей качества ремонта (удельные расходы масла и топливного газа, температура подшипников, и т. д.);

При необходимости проводится расширенное диагностическое обследование ГПА.

В состав работ по дефектоскопии деталей и узлов входят технологические операции по визуально-измерительному и вихретоковому методам неразрушающего контроля, а также работы по определению собственных частот лопаточного аппарата осевого компрессора стационарных ГПА. Это, как правило, необходимые операции по дефектоскопии и контролю узлов и деталей, определённые инструкциями заводов-изготовителей оборудования. При необходимости, выполняется расширенный объём работ, с применением более широкого арсенала и методов неразрушающего контроля.

Ремонтные работы разделяют на типовые и специальные.

Типовые ремонтные работы включают в себя:

разборку агрегатов, узлов; промывку, очистку узлов и деталей;

Ремонт двигателей газотурбинных ГПА с авиационным и судовым приводом производится только на специализированных заводах (предприятиях).

Замена двигателей (газогенератора, силовой турбины) газотурбинных ГПА с авиационным и судовым приводом по ресурсу или в случае аварии по времени может не совпадать с капитальным ремонтом ГПА. Во время замены двигателей, по возможности, необходимо производить ближайший вид ремонта ГПА. В случае замены двигателя при среднем или капитальном ремонте работы на снятом двигателе, указанные в составах работ настоящего документа, не проводить.

При замене двигателя выполняются следующие работы:

демонтаж узлов ГТУ (защитных экранов, перегородок, КШТ, трансмиссии, трубопроводов обвязки, и т.д.);

внутренняя консервация двигателя;

наружная консервация и упаковка двигателя;

расконсервация нового двигателя, подготовка его к монтажу;

распаковка и закатка и установка двигателя;

обтяжка опор, монтаж узлов ГТУ (защитных экранов, перегородок, КШТ, трансмиссии, трубопроводов обвязки, и т.д.);

монтаж трансмиссии, центровка;

относительно силовой турбины (двигателя).

В состав заключительных работ входит:

уборка рабочих мест, инструмента и приспособлений, протирка оборудования после ремонта;

эксплуатации ГПА по техническому состоянию, предусматривающая, наряду с оптимизацией управления технологическим процессом транспорта газа, оптимизацию ремонтно-технического обслуживания на основе использования диагностической информации о фактическом техническом состоянии ГПА.

Обслуживание ГПА по техническому состоянию позволяет максимально использовать индивидуальные технические возможности их элементов при обеспечении требуемого уровня надежности и эффективности функционирования. Суть обслуживания по техническому состоянию сводится к тому, что те или иные работы на ГПА (замена его агрегатов, деталей, ремонтные работы, чистка компрессора и т.п.) производятся не через регламентированные сроки наработки, а при возникновении необходимости, обусловленной техническим состоянием конкретного экземпляра ГПА. Реализация принципа обслуживания по техническому состоянию возможна, если предусмотрен постоянный контроль технического состояния ГПА с развитой системой раннего обнаружения его неисправностей, т.е., иными словами, на основе внедрения комплексных автоматизированных систем диагностики.

Под комплексной системой диагностики понимается система, в которой объединен комплекс взаимосвязанных подсистем, направленных на распознавание разнородных классов состояний ГПА, объединенных единым сводным алгоритмом диагностирования. Класс технического состояния - это подмножество в составе общего множества технических состояний ГПА, характеризуемое наличием одинаковых свойств, выбранных в качестве признаков классификации.

По экспериментальным данным переход к ремонтно-техническому обслуживанию по техническому состоянию позволяет на 20% сократить потребность в запасных частях, на 30% продлить межремонтный ресурс, на 25% сократить затраты на ремонт.

Различают три типа моделей по состоянию.

Согласно первой модели, обслуживание происходит только после отказов. Такой подход допустим к обслуживанию неответственных элементов ГПА, например, термопары контроля температуры за турбиной в ряде случаев могут замеряться лишь при выходе из строя.

Вторая модель соответствует обслуживанию с постоянным контролем состояния. Эта модель наиболее типична для комплексных автоматизированных систем (КАСД).

Третья модель соответствует обслуживанию с периодическим Контроль качества услуг 2. Приемо – сдаточные испытания 2.6. Оценка качества ремонта осуществляется проведением приемосдаточных испытаний и сравнением их результатов с нормативным данными.

Приемо-сдаточным испытаниям предъявляется отремонтированный ГПA при условии проведения на нем полного объема наладочных работ на всех системах и узлах. Готовность агрегата к испытаниям подтверждается актом ремонтной организации и записью в журнале сменного инженера.

Проверка ГПА перед запуском включает в себя следующие операции:

(открытие и закрытие клапанов, работоспособность сеток фильтра и вентиляторов и др.);

проверку выполнения предпусковых условий в соответствии с инструкцией по эксплуатации;

измерение величин давления в системах смазки, регулирования и уплотнения при включенных пусковых насосах, сравнение их с данными инструкций по эксплуатации;

(отсутствие вибрации и перегрева);

контроль установочных величин систем сигнализации и защиты, сравнение их с данными инструкции по эксплуатации, проверку работоспособности каналов сигнализации и защиты (имитацией сигнала или перестановкой сигнального контакта);

проверку функционирования аппаратов воздушного охлаждения масла (работоспособность вентиляторов, воздушных клапанов, задвижек и др.).

Надежность работы ГПА в режимах запуска, остановки и изменения режимов проверяется последовательной серией испытаний:

автоматический запуск из холодного состояния - работа под нагрузкой - нормальная остановка - автоматический запуск из горячего состояния.

Производится осмотр разъемов турбомашин, воздуховодов, газоходов, маслопроводов и газовых коммуникаций для визуального контроля утечек воздуха, продуктов сгорания, газа и масла. Утечки рабочих тел не допускаются.

дистанционных шайб турбогруппы. Отрыв лап и закусывание шайб не Таблица 2.1 - Значения коэффициентов технического состояния ГТУ Коэффициент состояния Производится проверка работы торцевого уплотнения нагнетателя по уровню масла в поплавковой камере. Закрытием вентиля на сливе из поплавковой камеры и наблюдением за указателем уровня в течение 30 мин измеряется расход масла. Поступление масла в поплавковую камеру не должно превышать 0,5 кг/час.

Проверка работы малоинерционного регулятора температуры (МИРТ) и сигнализатора помпажа нагнетателя производится по инструкции заводаизготовителя прибора.

Производятся отбор проб масла из маслобака и его анализ. Качество масла не должно быть ниже требований, указанных в "ПТЭ компрессорных цехов с газотурбинным приводом".

Определение вибрационного состояния агрегата, маслопроводов и фундаментных колонн производится в соответствии с "Временными нормами вибрации основного оборудования компрессорных станций Мингазпрома СССР.

Оргэнергогаз".

После завершения проверок и испытаний ГПА должен проработать непрерывно под нагрузкой 24 часа на технических режимах, определяемых условиями работы КС.

Прием ГПА из ремонта и передача в эксплуатацию 2.6. После завершения всех этапов приемо-сдаточных испытаний и несоблюдении эксплуатационным персоналом ПТЭ и инструкций по эксплуатации.

Если в период испытания будут обнаружены дефекты, требующие остановки агрегата, то ремонт считается незаконченным до их устранения силами ремонтной организации и повторения испытания.

2. Сервисное обслуживание газоперекачивающих агрегатов осуществляется в соответствии с "РТМ 108. 022.105-77. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. Регламент технического обслуживания", "Временным положением системы планово-предупредительного ремонта ПТУ с ЦБ нагнетателем", "Правилами технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом" и "Нормами времени на текущий, средний и капитальный ремонт газотурбинных установок типа ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-6, ГТК-10".

Подготовительные работы проводятся и финансируются силами эксплуатирующих ГПА предприятий, либо субподрядных организаций, которые они нанимают.

Диагностические обследования проводит головной инженернотехнический центр (ГИТЦ) (по договорам с эксплуатирующими предприятиями), с привлечением РИТЦ или других субподрядных организаций по своему усмотрению. Финансирование проводит ОАО «Газпром» по актам выполненных ГИТЦ работ.

Техническое обслуживание по результатам диагностирования проводится силами эксплуатирующих предприятий в счет своих средств (внутренний сервис).

Схема 2.1 - Сервисный план Проверочный гидравлический расчет участка газопровода 3. магистрального газопровода.

начальное давление на участке, Рн = 46 кгс/см2;

конечное давление на участке, Рк = 38 кгс/см2;

коэффициент теплоотдачи от газа к грунту, К = 1,5 ккал/(м2 ч 0С);

Таблица 3.1 - Состав газа Определяем молекулярную массу смеси:

V1; V2; Vn – объемная концентрация, %, Таблица 3.1;

М1; М2; Мп – молярная масса компонентов, кг/кмоль, Таблица 3.1;

Определяем среднекритическое давление смеси:

Где Ркр1; Ркр2; Ркрп–критическое давление компонентов газа, кгс/см2, Таблица3.1;

Определяем среднекритическую температуру смеси:

Где Ткр1; Ткр2; Ткрп–критическая температура компонентов газовой смеси, К, Таблица 3.1;

Определяем среднединамическую вязкость смеси:

Где 1; 2; п – динамическая вязкость смеси, кг/см3,Таблица 3.1;

Определяем среднее давление на участке газопровода:

Где Рн – начальное давление на участке, кгс/см2;

Рн – конечное давление на участке, кгс/см2;

Определяем коэффициент сжимаемости газа по номограмме, в зависимости от Ткр и Ркр:

Расчет ведем для многониточного газопровода, соединенного между собой перемычками, по параметрам эквивалентного газопровода.

Зависимость диаметра и длины эквивалентного газопровода от диаметра и протяженности системы параллельных ниток определяем по формуле:

Dэ2,6 D12,6 D2,6 D32, Dэ – диаметр эквивалентного газопровода, мм;

Lэ – длина эквивалентного газопровода, км;

D1; D2; D3 – диаметр на участках газопроводов, D1 = D2 = D3 =1220 мм;

L1; L2; L3 – длины участков газопроводов, L1 =125 км, L2 = 110 км, L3= км;

Конечное давление на участке газопровода определяем, исходя из эквивалентного газопровода и физических свойств газа:

- коэффициент, учитывающий влияние подкладных колец, принимаем =0,9;

Е – коэффициент эффективности, учитывающий состояние внутренней полости газопровода принимаем Е = 0,9;

Рн – давление начальное на участке газопровода, кгс/см2;

Рк – давление конечное на участке газопровода, кгс/см2;

- относительная плотность газа по воздуху;

компрессорного цеха Палласовка.

Расчет режима работы компрессорного цеха 3. Цель расчета: рассчитать режим работы компрессорного цеха (Рвых ; Твых;

Е; N – мощность на муфте привода) с целью обеспечения производственной программы.

суточная производительность компрессорного цеха, 2. нагнетатель, 520-12-1;

3. производительность нагнетателя, qн = 26,3 106 м3 /сут;

4. привод, ГТК 10 (N = 10000 кВт);

5. номинальная частота вращения ротора, nн = 4800 об/мин;

6. фактическая частота вращения ротора, nф= 4600 об/мин;

7. температура газа на входе в компрессорный цех, Твх = 290 К;

8. давление газа на входе в компрессорный цех, Рвх = 37,8 кгс/см2 ;

9. давление газа на входе в компрессорный цех без учета потерь во входном шлейфе, ПУ и на входе обвязки нагнетателя Рвх = 37,8 кгс/см2.

Определяем количество агрегатов, установленных в цеху:

Определяем объемную подачу нагнетателя Qк - коммерческая подача нагнетателя Определяем объемную приведенную подачу:

Определяем приведенную частоту вращения нагнетателя:

Величины, находящиеся в числителе находятся из приведенной характеристики нагнетателя:

Zпр = 0,91; Т пр = 293К; Rпр = 490 Дж /кг К;

Находим внутреннюю мощность, потребляемую нагнетателем:

По приведенной характеристике находим:

Мощность на валу привода:

3. газоперекачивающего агрегата ГТК- Цель расчета: Определить техническое состояние ЦБН 520-12-1.

Исходные данные:

температура газа на входе в ЦБН, t1=17 оС;

температура газа на выходе из ЦБН, t2=33 оС;

содержание метана в газе, r(CH4)=0,94.

Определяем значение потенциальной функции (PV) для метана:

(PV)СH4(1,2)=(0,017P(1,2))t(1,2) 2,73P(1,2)+139,4 КДж/кгМПа, (3.25) Где P(1,2)-начальное и конечное давление;

t(1,2)-начальная и конечная температура;

(PV)СH4(1)=(0,0173,78)17 2,733,78+139,4=137,7 КДж/кгМПа (PV)СH4(2)=(0,0174,57)t(1,2) 2,734,57+139,4=149,8 КДж/кгМПа Определяем значение потенциальной функции (PV) для газа целом:

(PV)(1,2)= (PV)СH4(1,2)(1,49-0,49r СH4) КДж/кгМПа, Где rCH4- содержание метана в газе;

(PV)(1)=139,4(1,49-0,490,94)=141,4 КДж/кгМПа (PV)(2)=149,8(1,49-0,490,94)=153,8 КДж/кгМПа Определяем среднее значение потенциальной функции (PV) для газа целом:

Определяем потенциальную работу сжатия:

Срм=(0,37+0,63r(CH4)) (0,003-0,0009P1)tср+ Срм=(0,37+0,630,94)(0,003-0,00093,78)25+ +0,113,78+2,08=2,4 КДж/кгоС Определяем среднее значение комплекса:

СрDh=(1,37+0,37r(CH4))(0,00012t22-0,0135t2+0,31)Pср+ СрDh=(1,37+0,370,94)(0,00012332КДж/кгМПа Определяем энтальпии газа:

Где t- разность температур, t=t2-t1;

P- разность давлений; P=P1-P2;

h= 2,4(33-17)-9,63(4,57-3,78)=31,7 КДж/кг Определяем политропический КПД ЦБН:

Вывод: в результате проведенных расчетов получили соответствует норме технического состояния центробежного нагнетателя.

Безопасность и экологичность проекта Выбор и краткое описание объекта анализа 4. Персонал КС работает с такими опасным веществом, как природный газ, являющимся горючим веществом. Газ находится под давлением, что представляет дополнительную опасность - взрыв, который может привести к крупномасштабным экологическим потерям в первую очередь, из-за механических и термических повреждений природного ландшафта. Также осуществляется работа с сосудами, работающими под давлением, что является еще одним подтверждением опасности работы на КС.

Производственные помещения установки относятся к классу В-1А как помещения, в которых взрывоопасные смеси не образуются при нормальных условиях работы, а возможны только при авариях или неисправностях.

Производственная санитария 4. 4.2. В производственных помещениях КС используется боковое естественное освещение через световые проемы в дневное время и общее искусственное освещение в ночное время. Совмещенное освещение применяется только в переходные периоды дня и ночи или в пасмурные дни, в помещениях с недостаточным освещением. При выполнении отдельных видов ремонтных и других работ дополнительно применяется местное освещение [15].

где Ен - нормированная минимальная освещенность, Ен = 30 лк;

S- площадь освещенного помещения, S = 72 м2;

z - поправочный коэффициент неравномерности освещения, z = 1,2;

Кz - коэффициент запаса, который учитывает снижение освещенности при эксплуатации в результате старения/загрязнения ламп, Кz = 1,8;

- коэффициент использования светового потока, определяется в зависимости от индекса помещения, = 10%.

По справочной таблице подбираем лампу и определяем электрическую мощность всей осветительной системы. Выбрали люминесцентные лампы ЛБсветовой поток которых равен 2360 лм.

Тогда количество ламп п будет в светильнике, т.е. 10 светильников, по 5 в каждом блоке, расположенных параллельно в два ряда по 2 светильника и один - над входом в блок перпендикулярно остальным светильникам.

Искусственное освещение по конструктивному исполнению может быть трех видов: общее, местное и комбинированное ( общее + местное ). Систему общего освещения применяют на КС, где по всей площади выполняются однотипные работы, а также в административных и складских помещениях.

людей, нарушение технологического процесса. Минимальная освещенность рабочих поверхностей при аварийном освещении должна составлять 5% нормируемой освещенности рабочего освещения, но не мене 2 лк.

Охранное освещение устраивается вдоль границ территории КС, охраняемых специальным персоналом. Наименьшая освещенность в ночное время- 0,5 лк.

Сигнальное освещение применяют для фиксации границ опасных зон ( КЦ): оно указывает на наличие опасности либо на безопасный путь эвакуации.

Замеры освещенности искусственным светом проводятся в вечерние время.

Нормирование освещенности выполняется по нормам СНиП 23-05- «Естественное и искусственное освещение» [15].

4.2. Измерение уровней общей вибрации в производственных помещениях КС производятся виброметром в составе базового блока типа 2231 («Боюль и Кьер» Дания) с виброблоком типа 2522. При измерениях определяется корректированный по частоте (1-80 Гц) уровень общей вибрации и корректированный по частоте (8-1000 Гц) уровень локальной вибрации в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.012-90 и ISO 2631/1 по трем координатам.

Значение вибрации наибольшее на рабочих местах в укрытиях компрессорных цехов и ТКЦ [10].

Результаты, полученные при акустическом обследовании компрессроных станций, позволяют сделать следующие выводы:

а) в производственных помещениях ТКЦ наблюдается превышение общего уровня шума:

до 15 дБ А возле ГПА находящегося в ремонте;

до 23 дБА на галерее нагнетателей;

до 18 ДВА возле камеры сгорания работающего ГПА;

до 11 дБ А возле камеры сгорания ГПА находящегося в ремонте;

б) в укрытиях КЦ при работе ГПА общий уровень шума выше необходимо предусматривать сигнализацию, предупреждающую о пуске машин в работу, и средства их остановки, отключения от источников энергии.

Конструкция оборудования должна исключать возможность случайного соприкосновения работающих с горячими частями.

Выделение и поглощение оборудованием тепла, а так же выделения влаги в производственных помещениях не должны превышать предельно допустимых уровней в рабочей зоне.

Рабочие места, входящие в конструкцию оборудования, должны быть безопасными и удобными.

Оборудование, обслуживание которого связано с перемещением персонала, следует оснащать приспособлениями для ведения работ (лестницами, площадками и т.п.) и, кроме того, устраивать безопасные проходы. В некоторых случаях необходимо предусматривать средства местного освещения.

Конструкция оборудования должна обеспечивать защиту от поражения электрическим током и накопления зарядов статического электричества, исключать или снижать до регламентированных уровней шума, вибрацию, ультра и инфразвук. Органы управления оборудования должны соответствовать требованиям безопасности.

Эксплуатация оборудования, аппаратуры, трубопроводов, арматуры, средств контрольно-измерительных приборов и автоматики при условиях, выходящих за пределы, приведенные в паспортах (сертификатах), разрешается лишь после специального согласования с заводами-изготовителями.

Все оборудование, резервуары (аппараты), арматура, предохранительные устройства, и контрольно-измерительные приборы, установленные на станциях и линейных участках магистрали, периодически (в соответствии с графиками, утвержденными руководителями линейно-производственного управления магистрального газопровода) должны подвергаться осмотрам, испытаниям и ревизии.

сном исполнении, так как эти помещения относят к категории взрывопожароопасных.

Каждый газотурбинный агрегат должен отключаться от сборных газовых коллекторов при помощи стальной запорной арматуры с автоматическим дистанционным и местными видами управления. Между запорной арматурой и нагнетателем вне цеха должны быть расположены на всасывающей и нагнетательной линиях люки-лазы. На всасывающей линии между нагнетателем и люком-лазом необходимо устанавливать защитные решетки.

Продувочные свечи газовой обвязки центробежных нагнетателей следует размещать в местах, обеспечивающих безопасное рассеивание газа. Расстояние от продувочной свечи газовой обвязки каждого нагнетателя до ограды компрессорного цеха – не менее 5 метров.

Выхлопные трубопроводы и горячие воздуховоды необходимо теплоизолировать. Максимальная температура наружной поверхности изоляции не должна превышать 450С.

Воздухозаборные устройства следует устанавливать со стороны, противоположной местонахождению технологических газовых коллекторов газоперекачивающих агрегатов. В соответствии с действующими правилами и нормами газоперекачивающие агрегаты должны иметь сигнализацию отклонения основных параметров от нормального режима работы. Все автоматические устройства следует регулярно проверять, а результаты проверок записывать в специальный журнал.

Каждый агрегат необходимо оснащать устройствами аварийной защиты в объеме, позволяющем автоматически подавать команды на аварийную остановку агрегата при любом аварийном режиме и неисправности вспомогательного механизма или узла агрегата.

обеспечивающее возможность правильного и безопасного обслуживания агрегатов и их систем дежурным персоналом, Должно быть обеспечено хорошее освещение всех приборов, а также проходов и лестниц.

Ключи от всех вспомогательных помещений, боксов, БППТГ, МСС, ЗРУкВт, турбогенератора "Растон", аккумуляторной, ВЗК, щитов управления подогревателей топливного газа должны находиться у сменного инженера (диспетчера).

Запрещается вход в ВЗК во время работы агрегата.

Проверку работы кранов обвязки нагнетателя можно производить только при заполненном контуре нагнетателя с включенными в ручном режиме насосом смазки и вспомогательным гидравлическим насосом.

На работающем агрегате все двери агрегатного блок-бокса должны быть закрыты.

Предохранители в цепях питания систем автоматики и МСС должны соответствовать спецификации фирмы-изготовителя оборудования.

Ремонтные и профилактические работы на системах пожаротушения в одиночку запрещены. При срабатывании систем пожаротушения персоналу необходимо срочно покинуть помещение.

Категорически запрещается на агрегате, находящемся в эксплуатации, отключение каких-либо защит в системе автоматики.

Производство ремонтных работ разрешается только после выполнения всех организационных и технических мероприятий по технике безопасности, предусмотренных инструкциями по выводу агрегата в ремонт.

Порядок проведения огневых и газоопасных работ определяется действующими в Мин Газпроме инструкциями.

Электробезопасность 4.3. Для предотвращения случаев электротравматизма при эксплуатации компрессорной станции необходимо проводить ряд основных защитных мероприятий.

значительному снижению электротравматизма, является устройство электроустановок и их элементов таким образом, чтобы токоведущие части, находящиеся под напряжением, были недоступны для случайного прикосновения. Для этого их располагают на недоступной высоте, ограждают, заключают специальную изоляционную оболочку [13].

Согласно требованиям ПУЭ, воздушные линии электропередачи (ВЛ) проводят таким образом, чтобы они были недоступны для пешеходов и электробезопасности при эксплуатации электрооборудования на компрессорной станции строго соблюдаются следующие мероприятия:

Организационные мероприятия - создается комиссия, которая проверяет подготовку персонала: по знанию инструкций; соответствию квалификации;

прохождению стажировки; техническим знаниям.

Технические мероприятия проводятся по проверке: наличия средств индивидуальной защиты, их качества и комплектности (СИЗ - плакаты, перчатки, штанги, изоляционные клещи, указатель напряжения, диэлектрическая обувь и коврики, заземление переносное); обеспечения техническими средствами; защитного отключения; наличия и исправности выравнивателя потенциала, применения разделительных трансформаторов.

Сосуды работающие под давлением 4.3. Правила устройства и безопасности эксплуатации сосудов, работающих под давлением, устанавливают требования к проектированию, устройству, изготовлению, реконструкции, наладке, монтажу, ремонту, техническому диагностированию и эксплуатации сосудов, цистерн, бочек, баллонов, барокамер, работающих под избыточным давлением [15].

Руководители и специалисты, занятые проектированием, изготовлением, наладкой, ремонтом, диагностикой и эксплуатацией сосудов, должны быть аттестованы на знание Правил устройства и безопасности эксплуатации их в соответствии с Положением о порядке подготовки и аттестации работников организации, осуществляющей деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России, утвержденным Постановлением Госгортехнадзора России от 30.04.2002. № 21 и зарегистрированным Минюстом России 31.05.2002.

per. № 1706. Отступление от Правил может быть допущено лишь в исключительном случае по разрешению Госгортехнадзора России. Для получения разрешения необходимо представить Госгортехнадзору России тации электроустановок потребителей и правилам техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей в установленном порядке [16].

Материалы, применяемые для изготовления сосудов, должны обеспечивать их надежную работу в течении расчетного срока службы с учетом заданных условий эксплуатации (расчетное давление, минимальная отрицательная и максимальная расчетная температура), состава и характера среды ( коррозионная активность, взрывоопасность, токсичность и др.) и влияния температуры окружающей среды. Каждый сосуд должен поставляться изготовителем заказчику с паспортом установленной формы. К паспорту прикладывается руководство по эксплуатации. На каждом сосуде должна быть прикреплена табличка. Для сосудов наружным диаметром менее 325 мм допускается табличку не устанавливать. При этом все необходимые данные должны быть нанесены на корпус сосуда электрографическим методом.

Пожарная безопасность 4. Компрессорные станции представляют собой объекты повышенной пожарной опасности с категориями производства «Л», «В», «Г». Особую пожаровзрывоопасность представляют компрессорные цеха (КЦ) и в частности, основное оборудование их - ГПА.

пожарной опасностью характеризуется ГПА с газотурбинными установками.

Анализ возникновения пожаров в КЦ с газотурбинными приводом показал, что основной причиной пожаров является возгорание масла при его попадании па ружающей среды В природоохранной деятельности предприятий газовой промышленности (компрессорных станций) приоритетное значение придается следующим видам мероприятий:

строительство и реконструкция природоохранных объектов;

снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;

охрана водоемов и водотоков, уменьшение сбросов сточных вод, рациональное использование водных ресурсов;

охрана почв и недр от отходов производства и потребления, утилизация и захоронение отходов, рекультивация земель.

Загрязнение воздуха 4.5. В состав вредных веществ, выбрасываемых в атмосферы, содержатся:

Углеводороды (метан) - 67,4%; Оксид углерода - 22,9%; Оксиды азота - 5,8 %;

Диоксид серы - 2,9 %;

Прочие вещества ( газообразные, жидкие, твердые ) - 1,0%. Уменьшение выбросов загрязняющих веществ на КС связано с реконструкцией цехов компрессорных станций и модернизацией (заменой) физически и морально устаревших типов газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на новые с улучшенными экологическими характеристиками, проведением мероприятий по уменьшению потерь природного газа на линейной части магистрального газопровода и на компрессорных станциях, а также со снижением расхода газа на технические нужды [3].

Например: снижение выбросов оксида углерода происходит благодаря утилизации попутного нефтяного газа и использованию его на собственные нужды, уменьшению сброса газа на факелы.

Экономическая часть Расчет затрат на обслуживание и ремонт оборудования 5. Для расчета экономического эффекта ремонта установки необходимо определить количество часов ремонта (текущего, среднего и капитального).

Часы Ремонта = Часы капитального + часы среднего + часы текущего.

Далее необходимо рассчитать сметную стоимость оборудования, подлежащего ремонту и техническому обслуживанию (таблица 5.1).

Таблица 5.1 - Сметная стоимость оборудования Наименование Число оборудования единиц Компрессорное оборудование Технологическое оборудование Сумма амортизации за время ремонта составила 25343,71 рублей.

Норма амортизации составляет 9% от стоимости оборудования. Рассчитав стоимость оборудования, целесообразно рассчитать стоимость запасных частей для ремонта данной установки из расчета 7% от балансовой стоимости оборудования.

Сумма средств на расходные и вспомогательные материалы составляет 0,05 % от балансовой стоимости оборудования.

Следовательно, необходимо составить смету расходов на содержание и ремонт оборудования (Таблица 5.2) Таблица 5.2 - Смета расходов на содержание и ремонт оборудования Ремонтный фонд (7% от стоимости оборудования) Расходы на содержание оборудования (2% от стоимости оборудования) Сумма затрат на содержание и ремонт оборудования составляет около 1420540,72 рублей.

Расчет затрат на оплату труда 5. Расчет трудовых показателей начинается с определения численности работников необходимых для выполнения определенных функций. Численность рабочих производится на основе мощности производства условий и режима работы предприятия. Штатное расписание предприятия представлено в таблице.5.3.

Штатное расписание используется для расчета суммы заработной платы работников предприятия по ставкам и окладам.

При определении фонда оплаты труда работников предприятия, рассчитывается фонд основной и дополнительной заработной платы.

Основная заработная плата включает следующие элементы:

доплаты к тарифному фонду.

доплаты за работу в праздничные дни.

Таблица 5.3 - Штатное расписание предприятия Наименование Численность Стоимость главный инженер младший инженер и дополнительной заработной платы работников предприятия. Следовательно, плановую смету расходов на оплату труда можно представить в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Плановая смета расходов на оплату труда Премии по основным результатам деятельности 30% Отчисление в фонды социального страхования Расчет издержек производства и обращения 5. Себестоимость затрат на проект — это стоимостная оценка используемых в процессе осуществления проекта природных ресурсов, сырья, материалов, а также других затрат на его производство и реализацию.

Совокупность затрат труда, материальных ресурсов на производство, реализацию, организацию производства представляет собой издержки производства и обращения.

Таким образом, полную себестоимость проекта можно представить в сводной таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Полная себестоимость реализуемого проекта Наименование калькуляционных статей Сумма затрат, руб.

Прогнозирование объемов реализации продукции и выручки. Расчет доходов 5. Финансовым результатом деятельности предприятия является размер прибыли.

Прибыль в данном случае определяется как разница между выручкой от реализации проекта и затратами на его осуществление и реализацию. Однако сумма прибыли которая остается в распоряжении предприятия представляет собой разницу между прибылью и сумой налога на прибыль.

Выручка от реализации проекта сумма денежных средств, полученных предприятием за проект, выражая следующей формулой:

Цена одного часа ремонта составляет 20-30% от себестоимости одного часа ремонта данной установки.

Прибыль от реализации проекта определяется как разница между выручкой от реализации проекта и затратами на его осуществление.

Показатели, характеризующими эффективность принимаемых решений, является величиной чистой прибыли, полученной от реализации инвестиционного проекта. Данный показатель рассчитывается следующим образом:

Ставка налога на прибыль составляет 20% в соответствии с 25 главой налогового Кодекса РФ. Следовательно, плановые доходы предприятия от реализации проекта представлены в таблице 5.6.

Таблица 5.6 - Плановые доходы предприятия от реализации инвестиционного проекта является экономическая эффективность.

Показателями эффективности проекта являются:

срок окупаемости капиталовложений.

Соизмерение прибыли с затратами означает рентабельность.

Показатели рентабельности основных средств, связывая результативность финансовыми ресурсами, отражают результативность всего бизнеса. Эти показатели используются инвесторами в процессе принятия решения о вложении их средств в данную организацию.

Таким образом, итоговые экономические показатели деятельности предприятия целесообразно представить в таблице 5.7.

Таблица 5.7 - Экономические показатели реализации проекта Мною был разработан дипломный проект на тему «Проект системы сервиса при техническом обслуживании технологического оборудования компрессорной станции магистрального газопровода».

Были рассмотрены следующие вопросы: генеральный план компрессорной станции, описание технологической схемы КС, основное технологическое оборудование, вспомогательные системы и установки КС, характер износа оборудования.

технологического оборудования, методы технического контроля при эксплуатации и ремонте, сервисный план.

В специальной части дипломной работы сделаны расчеты проверочный гидравлический расчет участка газопровода, расчет режима работы компрессорного цеха.

Также были определены экономические показатели проекта, такие как: полная себестоимость, выручка от реализации проекта, прибыль предприятия, и была определена чистая прибыль предприятия в размере 662706,23 рублей.

В безопасности и экологичности проекта были рассмотрены вопросы:

Характеристика проекта травмоопасные и вредные факторы, производственная санитария, техника безопасности, пожарная безопасность, безопасность жизнедеятельности в условиях чрезвычайной ситуации.

Список используемых источников 1. Методические указания по дипломному проектированию: для студентов, обучающихся по специальности 100101 «Сервис», специализации 100101(13) «Сервис на предприятиях нефтегазового комплекса» (все формы обучения) / сост. Ильин А. В., Карев В. Н.; Волгоградский филиал ГОУВПО «МГУС». - Волгоград, 2010. - 23 стр.

2. Производственные инструкции по эксплуатации и техническому обслуживанию систем ГПА-Ц-6,3 и вспомогательного оборудования компрессорного цеха 3. М.М. Волков, А.П. Михеев, К.А. Конев. «Справочник работника газовой промышленности» - М.: Недра 1986 - 286 стр.

4. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учебник, М.:

000 «Центрнефтегаз», 2004,347 стр.

5. Белов СВ. Ильницкая А.В. Козяко А.Ф. «Безопасность жизнедеятельности».

Учебник для вузов, под общей редакцией Белова С.В:-М Высшая школа 1999-448 стр.

6. Н.Н. Ивановский, В.Н. Криворотько, «Центробежные нагнетатели природного газа»,М., «Недра», 1994.

7. В.К. Суринович, Л.И. Борщенко, «Машинист технологических компрессоров»,М., «Недра», 1986.

8. В.П. Грузинов, В.Д. Грибов, «Экономика предприятия», М., «Финансы и статистика», 1998.

9. Журнал «Газовая промышленность», №5,1999г., №12,1999.

10. «Инструктивно методические указания по взиманию платы за загрязнение окружающей природной среды», Минприроды России, 26.01.93.

11. ГОСТ 17.0.0.04 – 90 «Система стандартов в области охраны природы и улучшение использования природных ресурсов».

12. «Экологический паспорт предприятия. Основные положения», ГОСКОМ природы СССР, М., 1990.

13. А.Н. Яновский, А.А. Бусурин «Охрана труда»,М, «Недра»,1990.

14. Журнал «Газовая промышленность» №5,2008, №2,2009.

15. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учебник, М.:

000 «Центрнефтегаз», 2004,347 стр.