Электрические газоперекачивающие агрегаты

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Большинство экономически развитых государств в жилищно-коммунальном хозяйстве, промышленности используют природный или попутно-нефтяной газ .Однако большинство источников природного газа находится на значительном расстоянии от потребителей и требуют транспортировки к месту назначения.

Транспортировка газа от мест добычи до потребителя осуществляется по промысловым магистральным и распределительным газопроводам. Протяженность только магистральных газопроводов ОАО «Газпром» более 150 тыс. км. На КС этих газопроводов установлено более четырёх тысяч газоперекачивающих агрегатов (ГПА) общей мощностью более 40млн. кВт. ОАО «Газпром», имеет также 21 подземное хранилище газа с объемом более чем 110 млрд м3 газа. 6 газоперерабатывающих заводов и 3400 газораспределительных стаций.

Вспомним следующие термины, определённые государственным стандартом (ГОСТ 28567- 90):

1. Компрессор, это энергетическая машина или устройство для повышения давления и перемещения газа или их смесей:

2. Компрессорный агрегат , это установка с приводом:

3. Компрессорная установка , это компрессорный агрегат с дополнительными системами, обеспечивающие его работу:

Газоперекачивающий агрегат( ГПА) предназначен для повышении давления перемещения газа поступающего из входного коллектора компрессорной станции магистрального газопровода .ГПА находят применение в головных (ГКС), линейных(ЛКС) и дожимных (ДКС) компрессорных станциях магистральных газопроводов ,а также в подземных хранилищах газа (ПХГ) и в специальных технологических установках.

Из-за многообразия конструкций и сложности объекта разработать исчерпывающую классификацию ПА не представляется возможным.

Поэтому ГПА можно классифицировать в по функциональному признаку. принципу действия и типу привода.

По функциональному признаку ГПА разделяют для применение на:

1. Головных КС;

2. Линейных КС;

3. Дожимных КС;

4. Подземные хранилища газа ;

5. Специальные технологии ( обратной закачки газа в пласт, газлифта, сбора и транспортировки попутного газа и др.)

По принципу действия.

1. Объёмного действия ( в основном поршневыми компрессорами )

2. Динамического действия ( в основном с центробежными нагнетателями)

Поршневые компрессоры (газомотокомпрессоры) используются при малых производительностях(до 1.5 м3/с) из-за предпочтительности по КПД или где требуется значительное изменение режима работы по давлению. Центробежные компрессоры используются при высоких производительностях (от 1.5 м3/с и выше) и мощностях(4-25 МВт) из-за предпочтительности по КПД и малости габаритных размеров и масс ГПА.

По типу привода:

1. Электродвигатели;

2. Газовые двигатели внутреннего сгорания;

3. Газотурбинные двигатели;

1. Особенности ГПА с электроприводом

Компрессорные станции с приводом от электродвигателей строились в основном на газопроводах, проходивших через развитые промышленные и центральные районы страны, имеющие резерв электроэнергии.

По сравнению с другими типами приводов основные преимущества электроприводных ГПА заключаются в следующем:

- высокая надежность, которая, в значительной степени зависит от внешних источников питания (энергосистем);

- высокие энергетические (КПД, коэффициент мощности) и регулировочные характеристки электропривода;

- минимальные затраты на капитальный ремонт;

- большой моторесурс узлов и деталей ГПА;

- простота автоматизации и управления;

- экологическая чистота;

- пожаробезопасностъ.

К недостаткам данного привода следует отнести прежде всего слабую приспособленность ГПА к переменным режимам работы газопровода из-за постоянной частоты вращения ротора электродвигателя, а также рост стоимости электроэнергии, который резко повышает эксплуатационные затраты и делает их в настоящий момент несоизмеримыми с затратами газотурбинных агрегатов. Большинство ЭГПА не имеют возможности регулирования скорости (нерегулируемые).

1.1 Устройство газоперекачивающих агрегатов с электроприводом

В состав электроприводных ГПА входит следующее основное оборудование (рисунок 2):

- синхронный электродвигатель 1 мощностью от 4 до 25 МВт;

- редуктор 2 (мультипликатор) для ГПА мощностью от 4 до 12,5 МВт;

- нагнетатель 3 полнонапорный, характерен для мощностей 12,5-25 МВт, неполнонапорный применяется в составе агрегата мощностью 4-12,5 МВт.

Рисунок Принципиальная компоновка ЭГПА с СТД-12500-2 в здании компрессорного цеха: 1 - электродвигатель; 2 - редуктор; 3 - центробежный нагнетатель; 4 - обвязка ГПА (краны № 1, 2 и ОК); 5 - местный щит управления; 6 - АВО масла; 7, 8 - кран-балки; 9 - кабельный канал

Все это оборудование, как правило, устанавливается на двух рамах и связано между собой промвалами, передающими крутящий момент от электродвигателя. Кроме этого, в состав ГПА входят:

- системы контроля, управления и защиты;

- системы масло-смазки, масло-уплотнения;

- система электросилового питания.

Крановые обвязки центробежных нагнетателей имеют такое же исполнение, как и на газотурбинных ГПА, и это исполнение зависит от типа нагнетателя: неполнонапорного или полнонапорного. Полнонапорный нагнетатель может один обеспечить на компрессорную станцию необходимую степень сжатия газа (полный напор). Как правило, за редким исключением, электроприводные ГПА устанавливаются в компрессорных цехах. Электродвигатель 1 устанавливается в машинном зале, а редуктор 2 и нагнетатель 3 - в галерее нагнетателей. Количество устанавливаемых агрегатов в цехе зависит от их мощности, требуемой степени сжатия и производительности газопровода.

Первые асинхронные электродвигатели типа АЗ-4500 в составе ГПА начали эксплуатироваться в середине пятидесятых годов и в настоящее время практически не применяются из-за более низкого КПД, чем у синхронных электродвигателей. Синхронные электродвигатели типа СТД-4000-2 и СТД-12500-2 аналогичны по конструкции и отличаются лишь мощностью.

центробежный дефект газоперекачивающий электропривод

1.2 Характеристика и основные параметры ЭГПА с регулируемым электроприводом

Комплектные электроприводные газоперекачивающие агрегаты ЭГПА-6,3/8200-56/1,44-Р и ЭГПА-4,0/8200-56/1,26-Р с высокооборотным регулируемым электродвигателем и центробежным нагнетателем с активным магнитным подвесом ротора и системой «сухих» газодинамических уплотнений (в дальнейшем ЭГПА), предназначены для компримирования природного газа на компрессорных станциях и его транспортировки по магистральным газопроводам.

ЭГПА предназначены для работы в условиях в соответствии с ГОСТ 15150:

· вид климатического исполнения ЭГПА - УХЛ;

· вид климатического исполнения для оборудования и систем ЭГПА, устанавливаемых в помещениях - УХЛ4, категория размещения оборудования 4;

· тип атмосферы - II (промышленная).

На данный момент в России не производится аналогичных газоперекачивающих агрегатов, находящихся в опытной и промышленной эксплуатации.

Основные особенности ЭГПА:

· частотно-регулируемый электропривод;

· полностью «безмасляный» агрегат;

· безредукторный агрегат;

· активный магнитный подвес (АМП);

· система газодинамических уплотнений (СГУ);

· возможность удаленного управления.

Основные технические характеристики ЭГПА:

Основные технические характеристики ЭГПА Наименование параметра	Значение для ЭГПА
	4,0/8200	6,3/8200
Номинальное напряжение на входе (по ГОСТ13109-97), В	10000	6000 (10000)
Производительность объёмная отнесённая к 20 С и 0,1013 МПа, млн. м3/сут	12,5	12,0
Давление газа конечное абсолютное при выходе из нагнетателя, МПа	4,41	5,49
Степень повышения давления (степень сжатия), %	1,26	1,44
Температура газа на входе в нагнетатель, оС	15	15
Политропный кпд нагнетателя не менее, %	0,85	0,85
КПД привода в номинальном режиме не менее, %	0,92	0,93
Мощность привода, номинальная, кВт	4000	6300
Мощность привода, максимальная, кВт	4200	6600
Частота вращения, номинальная, об/мин	8200	8200
Диапазон рабочих частот вращения, % от номинальной (без превышения номинальной мощности)	от 70 до 105	от 50 до 105
Точность поддержания частоты вращения в рабочем диапазоне частот (в % от номинальной скорости), не более	1	1

Для ГПА мощностью 4-4,5 МВт количество агрегатов обычно колеблется от 7 до 10. Для ГПА мощностью 12,5 МВт их количество составляет примерно 7-8 - для полнонапорных нагнетателей и 4 - для неполнонапорных. Агрегаты мощностью 25 МВт устанавливаются из расчета три агрегата на одну нитку газопровода. Новый тип агрегатов мощностью 6,3 МВт начал применяться в последнее время на станциях подземного хранения газа, и количество агрегатов здесь определяется объемом закачки газа в хранилище. Основные технические характеристики ГПА с электроприводом приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Техническая характеристика ГПА с электроприводом

#G0Тип ГПА	Тип ЦБН	Мощность, кВт	Частота вращения ЦНБ об/мин	Степень сжатия, %	КПД двигателя ЦБН	Ток статора, А	Напряжение питания, В
АЗ-4500-1500	280-11-1	4500	7980	1,25	95,6	520	6000
СДСЗ-4500-1550	280-11-1	4500	7980	1,25	95,5	500	6000
СТД-4000-2	280-11-6	4000	7980	1,25	97,5	438	10000
СТД-12500-2	370-18-2	12500	4800	1,23	97,8	820	10000
СТД-12500-2	370-18-1	12500	4800	1,35	97,8	820	10000
ЭГПА-6,3	НЦ-6,3В/7,6	6300	8300	1,45	97,4	500	10000
ЭГПА-25	650-21-2	25000	2700/3900	1,45	96,3	950	10000

1.3 Монтаж гпа с электроприводом

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

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

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

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

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

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

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

Затем выполняют подливку рам газоперекачивающего агрегата бетонной смесью.

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

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

2. Возможные неисправности и способы их устранения

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

Таблица 5 - Возможные неисправности и способы их устранения

Неисправность, внешнее проявление, дополнительные признаки	Вероятная причина	Способы устранения
Температура масла после маслоохладителей выше нормы.	1. Не работают вентиляторы обдува. 2. Нарушена настройка реле температуры. 3. Забились грязью теплообменники.	1. Включить вентиляторы. 2. Проверить настройку реле температуры, при необходимости заменить их. 3. Очистить и промыть пластины маслоохладителей.
Останов агрегата при падении давления масла в системе смазки нагнетателя.	1. Нарушена герметичность системы. 2. Засорены или перемёрзли импульсные трубки. 3. Неисправен главный насос смазки. 4. Забит приёмный фильтр главного насоса смазки. 5. Нарушена настройка редукционного клапана на нагнетательной стороне. 6. Повышенный перепад давления на масляных фильтрах. 7. Нарушена настройка редукционного масляного клапана на стороне всасывания. 8. Закрыты вентили на фильтрах масляной системы. 9. Разрыв пластин маслоотделителя. 10. Заедание золотника внутри редукционных масляных клапанов. 11. Низкий уровень масла в баке. 12. Ложная выдача сигнала системой КИП и А.	1. Обнаружить и устранить негерметичность. 2. Продуть импульсные трубки, увеличить температуру воздуха в отсеках агрегата. 3. Обнаружить и устранить неисправность. 4. Очистить фильтр и заменить масло. 5. Произвести настройку редукционного клапана до 0,63 МПа. 6. Заменить фильтры. 7. Произвести настройку редукционного клапана до 0,12-0,15 МПа. 8. Открыть вентили. 9. Заменить пластины. 10. Устранить заедание. 11. Залить масло в бак. 12. Произвести проверку системы.
Останов агрегата из-за перепада давлений «масло-газ».	1. Нарушена настройка регулятора перепада давлений.	1. Настроить регулятор перепада давлений на перепад 0,15-0,2 МПа.
	2. Повышенный перепад на фильтрах. 3. Вышли из строя насосы. 4. Повышенный расход масла через уплотнения. 5. Повышенная температура масла. 6. Закрыты задвижки на фильтрах. 7. Перемерзание или засорение импульсных трубок. 8. Открыты задвижки и клапаны на перепускных и спускных линиях. 9. Нарушена герметичность системы. 10. Наличие воздуха в системе. 11. Ложная выдача сигнала системой КИП и А. 12. Разрыв мембраны регулятора перепада давлений. 13. Низкий уровень масла в аккумуляторе.	2. Заменить фильтры. 3. Заменить насосы. 4. Произвести настройку регулятора перепада давления в пределах от 0,15 до 0,2 МПа. 5. Проверить работу вентиляторов. 6. Открыть задвижки. 7. Продуть импульсные трубки. Увеличить температуру воздуха в отсеках агрегата. 8. Закрыть задвижки и клапаны. 9. Проверить герметичность системы. 10. Удалить воздух из системы. 11. Проверить систему. 12. Заменить мембрану регулятора перепада давлений. 13. Стравить воздух из аккумулятора масла и проверить поплавковый и шариковый клапаны в аккумуляторе масла.
Колебание перепада давлений «масло-газ»	1. Не работает система регулирования помпажа. 2. Нагнетатель работает в помпажном режиме.	1. Проверить настройку системы. 2. Устранить помпажный режим работы нагнетателя.
Перепад давления на фильтрах смазки и уплотнений выше нормы.	1. Закрыты вентили на фильтрах. 2. Загрязнены фильтры.	1. Открыть вентили. 2. Заменить фильтры.
Повышенный расход масла в системе нагнетателя.	1. Нарушена настройка регулятора перепада 2. Нарушена регулировка маслоотводчика. 3. Негерметичность клапанов аккумуляторов 4. Вышли из строя уплотнительные кольца вала нагнетателя. 5. Зазор по уплотнительным кольцам вала нагнетателя выше допустимого. 6. Масло в маслобаке не соответствует требованиям, указанным в инструкции по эксплуатации.	1. Отрегулировать регуляторы. 2. Проверить регулировку маслоотводчика. 3. Произвести ревизию клапанов. 4. Заменить кольца. 5. Заменить уплотнительные кольца. 6. Заменить масло.
Неисправен маслоотводчик.	1. Разрегулирован маслоотводчик. 2. Затонул поплавок. 3. Заедание в рычажном механизме.	1. Отрегулировать маслоотводчик. 2. Заменить поплавок. 3. Устранить заедание.
Течь масла в блоке маслоохладителей.	1. Разрушены уплотняющие прокладки. 2. Нарушена герметичность теплообменника. 3. Нарушена герметичность трубопровода.	1. Заменить прокладки. 2. Заменить теплообменник. 3. Подтянуть фланцевые и шарово-конусные соединения.
Течь масла в редукционных клапанах.	1. Недостаточно затянуты накидная гайка и гайки крепления нажимного фланца. 2. Износ набивки сальника.	1. Подтянуть накидную гайку и гайки крепления. 2. Заменить сальник.
Не работают указатели уровня в маслобаках.	1. Нарушена герметичность поплавка. 2. Заедание механизма. 3. Неисправность КИП и А.	1. Устранить неисправность. 2. Устранить заедание. 3. Проверить систему КИП и А.
Вибрация ротора нагнетателя выше нормы.		1. Проверить режим работы агрегата.
		2. Проанализировать показания датчиков вибрации по предыдущим замерам. 3. Осмотреть шейки вала ротора в месте установки датчиков. 4. Проверить крепление двигателя и нагнетателя к раме турбоблока. 5. Проверить наличие зазора между корпусом свободной турбины и улиткой, привести его в соответствие с
		требованиями чертежа. 6. Проверить центровку двигатель-нагнетатель, при необходимости произвести подцентровку. 7. Проверить износ шеек ротора под подшипники. 8. С помощью эндоскопа определить техническое состояние проточных частей нагнетателя.
Осевой сдвиг ротора нагнетателя больше нормы.		1. Проанализировать значение температур упорного подшипника по предыдущим замерам. 2. Проконтролировать вибрацию и выбег ротора нагнетателя.

2.1 Техническое руководство работами при ремонте ГПА

Описание работ.

Руководители работ по ремонту ГПА обязаны:

- ознакомиться с документами прошлых ремонтов, эксплуатационными условиями на ремонт, сборку, регулировку и испытания механического и электротехнического оборудования ГПА;

- разработать производственные (сетевые) графики ремонта оборудования, руководствуясь утвержденным планом, нормами времени, технологическим процессом, чертежами и техническими условиями;

- ознакомить ремонтный персонал с правилами внутреннего распорядка, провести инструктаж по технике безопасности, охране труда, пожарной безопасности, следить за их выполнением;

- для электротехнического персонала, кроме вышеуказанного, выдать каждому электромонтеру или бригаде электромонтеров наряд-задание с подробным описанием содержания и условий выполнения работ в действующих электроустановках;

- электроустановки и аппараты перед началом ремонтных работ необходимо отключить, снять напряжение с выводных концов, создавая видимый разрыв, установить ограждения, вывесить соответствующие плакаты, убедиться в отсутствии напряжения и установить защитные заземления;

- проверить на участках ремонта исправность грузоподъемных механизмов, наличие приспособлений, инструмента, контрольно-измерительных приборов, запасных частей и материалов, инвентаря для окраски отремонтированного оборудования;

- принимать агрегат в ремонт в полной комплектности. Проверить при работе агрегата эксплуатационно-технические характеристики основного и вспомогательного механического и электротехнического оборудования с целью сравнения рабочих параметров и экономических показателей с техническими данными на поставку агрегата;

- рационально расставить на участках рабочих, организовать их труд и создать условия для наиболее полного использования рабочего времени;

- руководить работами по разборке и сборке ремонтируемого оборудования с соблюдением технических условий на контроль, сортировку, сборку, регулировку и испытания узлов и систем ГПА. При вскрытии узлов уточнить объем каждого вида ремонтных работ и составить дефектную ведомость;

- составить необходимые эскизы бригадам рабочих и отдельным рабочим в соответствии с планом работ, производственными графиками, способствовать их выполнению;

- инструктировать перед началом работ бригады или отдельных рабочих о предстоящих ремонтных работах и методах быстрого и качественного выполнения;

- вовлекать ремонтных рабочих в соревнование за скоростной и гарантийный ремонт оборудования и увеличение его межремонтного периода;

- внедрять высокопроизводительные технологические процессы и прогрессивные методы труда, предупреждать брак и простои в работе, соблюдать установленную технологию ремонта, производственную и трудовую дисциплину, чистоту и порядок на рабочих местах;

- выполнять договорные условия и соблюдать сроки проведения ремонта оборудования;

- до окончания полного комплекса ремонтных работ произвести обкатку и испытание отремонтированного ГПА и вспомогательного оборудования на холостом ходу и под нагрузкой в течение 24 часов с последующим устранением всех выявленных в процессе обкатки дефектов;

- оформить техническую документацию по ремонту.

3. Подготовка к пуску и пуск ГПА

Перед пуском ГПА должны быть выполнены все предпусковые условия, контроль которых включает анализ исходного положения всех механизмов ГПА.

Существует два варианта пуска ГПА - разгруженный и загруженный. При разгруженном пуске ротор нагнетателя начинает вращаться, когда в полости нагнетателя давление равно атмосферному, загрузка начинается после включения в приводном электродвигателе возбудительного устройства (при этом электродвигатель набирает синхронную частоту вращения). При загруженном пуске - пуске под давлением газа в полости нагнетателя - включению электродвигателя предшествует загрузка нагнетателя переключением кранов в его обвязке и заполнением полости нагнетателя газом.

Переключение кранов до включения электродвигателя с точки зрения управления - один из положительных моментов загруженного пуска, так как позволяет все наименее надежные операции (по управлению кранами) выполнять при неподвижном роторе нагнетателя. Поэтому при отмене пуска ГПА, например, из-за отказа в переключении одного из кранов, до включения и отключения приводного электродвигателя дело не доходит. В результате снижается общее число пусков приводного электродвигателя, что весьма важно, так как каждый пуск связан с соответствующими динамическими и термическими нагрузками, приводящими к выходу его из строя вследствие разрушения изоляции.

В соответствии с инструкцией по эксплуатации, электродвигатель допускает два пуска подряд из холодного состояния; третий пуск рекомендуется проводить не менее чем через 6 часов после остановки газоперекачивающего агрегата. Частые пуски приводят к недопустимому нагреву обмотки статора и особенно ротора; при этом необходимо иметь в виду, что максимальная температура обмоток статора после каждого пуска может быть значительно выше, чем показания приборов, что связано с погрешностью измерения, не всегда удачным местом установки датчика и быстрым рассеиванием теплоты медным приводом.

В эксплуатации основная масса газоперекачивающих агрегатов пускается с незагруженным контуром. Дело в том, что при загруженном пуске момент на валу нагнетателя выше, чем при разгруженном пуске. Может случиться так, что электромагнитный момент электродвигателя при скольжении = 0,05 (входной момент МВт), определяющий условия вхождения электродвигателя в нормальный режим работы, будет меньше момента на валу нагнетателя, и синхронный электродвигатель не может выйти на нормальный режим. Входной момент зависит от конструктивных особенностей электродвигателя и его системы возбуждения.

Этап запуска приводного электродвигателя начинается с его включения и разгона в асинхронном режиме до подсихронной скорости, после чего автоматически подается возбуждение и электродвигатель входит в нормальный режим. После этого происходит перестановка кранов на "гитаре" компрессорного цеха.

В случае если двигатель длительное время не работает, перед пуском необходимо проверить сопротивление изоляции статора, ротора и подшипников двигателя. Сопротивление изоляции при +10 °С должно быть не менее: для обмоток статора 125 МОм, для обмоток ротора 0,5 МОм, для подшипников 0,5 МОм. При несоответствии уровня изоляции указанным нормам, обмотки подлежат сушке, подшипники - проверке и замене изоляции.

Увлажнение и некоторое снижение электрической прочности изоляции объясняется в основном тем, что вместе со слюдяными применяют также хлопчатобумажные волокнистые материалы. О степени влажности изоляции машин принято судить по сопротивлению изоляции относительно корпуса и между обмотками и по коэффициенту абсорбции (отношение сопротивлений изоляции, отсчитанных спустя 15 и 60 с после приведения в действие мегомметра). Коэффициент абсорбции должен быть не менее 1,3. Для измерения коэффициента абсорбции следует применять мегомметры на напряжение 2500 В.

При пониженном сопротивлении изоляции обмотки, последнюю следует тщательно очистить от грязи и пыли, протереть авиационным бензином, толуолом или четыреххлористым углеродом, являющимся хорошим и негорючим растворителем. После просушки изоляцию необходимо покрыть лаком.

Электродвигатели обычно сушат в неподвижном состоянии одним из следующих способов: индукционными токами в стали статора и ротора, воздуходувками - горячим воздухом, а также токами короткого замыкания. На компрессорных станциях электродвигатели сушат преимущественно токами короткого замыкания. При сушке двигателя ток статора составляет 140-160 А. Сушку изоляции ведут при температуре, близкой к максимально допустимой. Эта температура не должна превышать температуру в статорных обмотках, равную 80-85 °С. При сушке двигателя необходимо периодически измерять сопротивление изоляции обмоток и определять коэффициенты абсорбции для каждой обмотки в отдельности при заземленных других обмотках. Полученные при этих измерениях данные необходимо заносить в журнал сушки двигателя. Перед измерением сопротивления изоляции обмотку разряжают на землю не менее 2 мин, если незадолго до этого производилось измерение изоляции или испытание повышенным напряжением.

Так как при сушке током нормальная вентиляция отсутствует, необходимо особо следить за нагревом двигателя; если при достижении наивысшей температуры нельзя понизить напряжение на зажимах статора, следует периодически отключать напряжение, поддерживая необходимую температуру путем устройства перерывов в подаче тока в статор. Сушку двигателя необходимо прекратить, если сопротивление изоляции и коэффициенты абсорбции в конце сушки после подъема температуры остаются неизменными в течение 3-5 ч при неизменной температуре.

С начала сушки при температуре 85 °С сопротивление изоляции обмоток двигателя постепенно снижается, а затем через 20-30 ч сопротивление изоляции начинает возрастать, температурная кривая повышается и к концу сушки стабилизируется на несколько часов, достигая 250-300 МОм, после чего сушка двигателя прекращается и считается законченной.

3.1 Обслуживание ЭГПА во время работы

Электроприводные газоперекачивающие агрегаты обладают высокой надежностью и значительно проще в эксплуатации, чем газотурбинные. Эффективность их работы определяется прежде всего надежностью энергосистемы в плане бесперебойного питания и уровнем квалификации обслуживающего персонала.

Контроль за состоянием агрегата и его обслуживание производятся в строгом соответствии с требованиями технической инструкции по обслуживанию ЭГПА, разработанной заводом-изготовителем, ведомственной инструкцией, разработанной для агрегатов данного типа, Правилами эксплуатации и техники безопасности электроустановок потребителей. В процессе эксплуатации персонал цеха должен обеспечивать квалифицированное обслуживание энергосилового оборудования. Среди контролируемых параметров на электродвигателе СТД-12500-2 необходимо не допускать эксплуатацию с нагрузкой выше номинальной мощности, поддерживать, близким или равным единице. Зависимость мощности электродвигателя от давления на входе в нагнетатель показана на рис.

Напряжение возбуждения ротора при этом должно составлять 190-210 В. Ток возбуждения 200-210 А. Напряжение в сети при работе электродвигателя СТД-12500-2 необходимо поддерживать на уровне 10-10,5 кВ. При напряжении свыше 11 кВ эксплуатация ГПА запрещается.

При изменении напряжения в диапазоне 9,5-10,5 кВ допускаются следующие режимы работы ГПА:

Рис. График зависимости мощности от температуры для электродвигателя СТД-12500-2

При снижении темпертуры до величины 0,9 и ниже мощность ГПА должна быть уменьшена в соответствии с графиком (рис. 4.).

При изменении температуры воздуха в цехе режимы работы ГПА допускаются в следующих пределах:

Температура воздуха, °С	50	45	40	30
Допустимая мощность при = 0,9+1,0, кВт	10,8	11,2	12,5	13,2

При этом необходимо также контролировать температуру обмоток и стали статора, которая не должна превышать 130°С. Величина этой температуры будет существенно зависеть от состояния фильтров воздушного охлаждения. По мере их засорения и роста перепада давлений температура будет увеличиваться. При достижении перепада на фильтрах более 40 мм вод.ст., независимо от значения температуры, фильтры на электродвигателе заменяются и восстановлению не подлежат.

На надежность электроприводного ГПА значительное влияние оказывает система возбуждения, которая имеет более низкую надежность, чем сам электродвигатель. Для агрегатов СТД-12500-2 на надежность сказывается и работа электрощеток системы возбуждения, имеющей малый ресурс работы ~3000 ч.

В случае потери возбуждения электродвигатель переходит в асинхронный режим работы, эксплуатация ГПА при котором допускается не более 30 мин во избежание перегрева ротора.

Поэтому в процессе эксплуатации необходимо контролировать работу системы возбуждения, не допускать биения ротора и искрения щеток, а также следить за их износом. При достижении износа электрощеток 50%, должна производится их замена.

При эксплуатации электроприводных ГПА, так же как и на газотурбинных, возможно создание условий для возникновения помпажа, поэтому эксплуатационный персонал обязан обеспечивать такие режимы работы ЭГПА, при которых это явление бы не наблюдалось. В отличие от газотурбинных ГПА защита от помпажа на электроприводных агрегатах обеспечивается системой типа УЗ П-02. Эта система контролирует частоту колебаний тока статора приводного электродвигателя в пределах от 0,2 до 5 Гц. При возникновении в нагнетателе предпомпажной или помпажной ситуации изменяется нагрузка на приводной электродвигатель, то есть меняется значение тока статора. Изменение частоты колебаний тока статора при достижении определенных значений подается сигнал в САУ ГПА для подачи команды на открытие кранов № 3-бис или № 6. При больших возмущениях происходит аварийная остановка ГПА.

В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень вибрации электродвигателя. Кроме известных источников возникновения вибрации, существует еще и вибрация, которая возникает от ассиметрии - неравномерности магнитного поля.

Контроль за этой вибрацией и ее устранение обеспечивается на этапе пусконаладки при запуске ГПА на узком опорно-упорном подшипнике, на котором происходит самоустановка ротора и определяется место установки упорного подшипника для снижения вибрации.

Существенное влияние на обеспечение нормальной эксплуатации ротора электродвигателя оказывают зазоры опорных подшипников. При их увеличении происходит увеличение зазоров в лабиринтах уплотнений подшипников, что приводит к попаданию паров масла на обмотку статора. Наличие масла на поверхности обмоток может привести к снижению изолирующих свойств обмоток и вызвать их разрушение. Поэтому в эксплуатации необходимо обеспечивать надежную работу этих уплотнений путем правильной сборки и настройки системы, наддува этих уплотнений воздухом, отбираемым из зоны высокого давления системы охлаждения двигателя.В отличие от газотурбинных ГПА конструкция подшипников электродвигателя предусматривает наличие изолирующих прокладок. Их необходимость обусловлена возникновением электродвижущих сил, которые могут вызвать протекание тока через подшипники и повлечь за собой порчу масла и самих подшипников. Причина появления этих "паразитных" токов в валах и подшипниках - асимметрия магнитного потока. Для того чтобы предупредить протекание "паразитных" токов, на их пути устанавливают прокладки, которые изолируются от фундаментной плиты. Изолирующие прокладки устанавливают и в соединениях маслопроводов, подходящих к подшипникам, чтобы предупредить образование обходного контура по отношению к изоляции стула подшипника. Состояние изоляционных прокладок при ревизии определяют внешним осмотром, а также измерением сопротивления, которое должно быть у синхронных двигателей не мение 0.5 Мом .Наличие на рабочих поверхностях вкладыша и цапфы вала матовых точкообразных пятен говорит о том, что значение сопротивления было ниже допустимого, то есть необходимо более чательней проверить изоляцию.

3.2 Основная задача при обслуживания электропривод

Организаций не компрессорных станции заключается в обеспечении надежной бесперебойной работы оборудования максимально эффективного использования установленного электрооборудования, экономичной работы оборудования наименьший эксплуатационные расходы электробезопасности. Бесперебойная и надежная работа электрооборудования и максимальная эффективность его использования возможны при правильном уходе за оборудованием регулятором проведения планово- предупредительных ремонтов и испытаний, а также при своевременной замене устаревшего оборудования. экономичная работа электрооборудования обусловливается уменьшением потерь энергии, выбором наиболее рациональных режимов работы оборудования автоматизацией и телемеханизацией производственных процессов. подготовку агрегата к пуску следует начинать с осмотра газовой обвязки нагнетателя краны на газовой обвязке должны находиться предпусковом положении и должны быть готовы к перестановке во время запуска, для подготовки кранов к перестановке на них надо установить шланги пневмопривода и импульсный газ подать к узлам управления предпусковое положение кранов контролируется схемой управления агрегата и в случае несоблюдения предпусковых условий агрегат не запустится проверяют состояние маслосистемы, уровень масла в маслобаке температуру в случае низкой температуры масла его подогревают на КС масло обычно подогревают с помощью горячей воды, горячая вода проходит через маслоохладители, температура масла перед пуском должна быть не ниже 25 градусов . Далее опробуют в работе маслонасосы, рабочие и резервные путем включения уплотнительного маслонасоса заполняют аккумулятор масла. Проверяют работу кранов на газовой обвязке. эта операция необходима в зимнее время, когда бывают частые отказы из-за замерзания импульсного газа, заклинивания пробок крана или поршней пневмопривода при опробований кранов эти неисправности будут обнаружены, устранены и запуск агрегата пройдет успешно, затем подают напряжение в цепи управления и сигнализации агрегата. Тележку масляного выключателя устанавливают в рабочее положение. После завершения подготовки агрегата к пуску и получения разрешения от диспетчера осуществляют его запуск. Запускается агрегат с электроприводом от одного командного импульса(поворот ключа или нажатие кнопки) после подачи команды на запуск агрегата автоматически выполняются следующие операции: включение пускового насоса, включение рабочего насоса уплотнения, включение масляного выключателя главного электродвигателя, отключение пускового насоса смазка, включение возбуждения, если привод синхронный, перестановка кранов. В процессе запуска агрегата на местном щите управления все изменения технологий сигнализируются световым табло, лампами или указателями положения схема управления агрегатом имеет блокировочные связи. Пуск агрегата возможен при выполнении следующих предпусковых условий: положение кранов предпусковое масляный выключатель отключен, перед первым краном есть давление газа в цепях управления и сигнализации есть напряжение, нет сигнализации о неисправности, технологические защиты не работают.

Важным фактором обеспечения бесперебойной работы ГПА является. систематический контроль за его состоянием. Необходимо вести постоянный надзор за температурой подшипников, агрегата и статора электродвигателя за степенью сжатия и температурой газа в нагнетателе температура подшипников замеренная термометрами сопротивления, не должна превышать 70 градусов .Температура обмоток и стали статора, измеренная термометрами сопротивления. не должна превышать допустимую температуру согласно заводской инструкций, предельная температура обмоток свидетельствует о перегрузке двигателя или неисправности системы вентиляции. напряжения на секциях шин распределительного устройства(Ру) 6-10 кВ для кс с электроприводными агрегатами контролируются между фазами и между фазой и нулем.

Это обеспечивает возможность контроля междуфазных напряжений и состояния изоляции сети 6-10кв. Сигнализация о повышении тока питающих вводов 6-10 кВ использует ся для максимальной токовой защиты сигнализация о понижении частоты на секциях шин 6-10 кВ и о направлений активной мощности питающих вводов 6-10 кВ применяется в устройствах противо аварии. ной автоматики для автоматизации процессов восстановления нормального режима работы КС после кратковременных перерывов в подаче элекроэнергии .Расход реактивной электроэнергии по питающим вводам 6-10 кВ и приводными электродвигателями контролируется только в одном выбранном направлении(используется счетчик электроэнергии со стопором) на ряде КС осуществляется также контроль усредненного максимума расхода активной электроэнергии по вводам.

Напряжение на шинах постоянного тока контролируется на д секциях между полюсам и и между каждым полюсом землей сигнализация осуществляется при отклонениях напряжения на шинах щита постоянного тока от нормы контроль сопротивления изоляции цепей постоянного тока используется для сигнализации появления замыкания на землю по сигналу отклонения подзарядного тока осуществляется автоматическое поддержание заданного режима постоянного подзаряда аккумуляторной батарей сигналы давления или перепада давления газа и масла, а также уровня масла уплотнения в аккумуляторе используются для защиты всех типов ПА с центробежными нагнетателями. контроль температуры масла в маслобаке необходим для ее автоматического регулирования и сигнализации о повышении температуры масла выше допустимой объемный расход ГПА с центробежными нагнетателями контролируется для обеспечения работы ГПА с максимальным КПД с одновременной защитой ГПА от помпажа при снижении объемного расхода ниже допустимого. сигнализация о повышении температуры и вибрации подшипников для всех типов агрегатов используется для защиты ГПА, а показания по шкалам приборов позволяют осуществлять визуальный контроль это параметров для определения состояния подшипников, качества центровки и балансировки вращающихся частей ГПА при параллельной работе нескольких групп неполно напорных или полно напорных нагнетателей необходимо следить за тем, чтобы каждой группой ГПА перекачивалось одинаковое количество газа .Изменение в одной из групп расхода в сторону уменьшения может привести к помпажу нагнетателя, если у него системы противопомпажной защиты или противопомпажного регулирования. При наличии сигнализатора помпажа его срабатывание должно обязательно сопровождаться автоматическим открытием крана и появлением на агрегатной панели сигнала помпаж" эксплуатационный персонал обязан выяснить причину возникновения такого режима и путем регулирования объемного расхода изменением схемы работы или числа работающих в группе ГПА устранить явление помпажа.

Помпаж центробежного нагнетателя - следствие его работы при высоких степенях сжатия и малых расходов газа в зоне неустойчивых режимов такое явление возможно в результате изменения режима газопровода роста сопротивления на входе или выходе из нагнетателя, самопроизвольной перестановки кранов при работе ПА, аварийной остановке одного из последовательно работающих нагнетателей. помпаж сопровождается резкими колебаниями расхода и давления газа, увеличением вибрации и характерным звуком в нагнетателе. Работа в зоне помпажных режимов нагнетателя не допускается. Если рост сопротивления на входе в нагнетатель вызван гидратообразованием в пылеуловителях или на решетке нагнетателя, то нагнетатель рекомендуется выводить на "кольцо" этим достигается увеличение температуры газа в нагнетателе, работающем на кольцо и, как следствие, разрушение гидратов. Особенности эксплуатации электро ГПА

4. Методы диагностики состояния ГПА

Под технической диагностикой понимается установление и изучение состояния ПА для предсказания возможных отклонений, в том числе за допустимые пределы, из-за чего возникают отказы, а также разработка методов и средств экспериментального определения его состояния с целью своевременного предотвращения нарушений нормального режима работы. Главной целью технической диагностики являются предупреждение, поиск и локализация авар элементов ГПА.

Невозможно быстро обнаружить аварийное состояние, причины отказов, а затем быстро восстановить работоспособность отказав шего или подошедшего к границам допуска элемента ГПА сводит на нет любые технические показатели. Надежность системы газоснабжения зависит не только от числа отказа в, но и от того, как конструктивно и организационно обеспечивается быстрое отыскание и локализация неисправностей, определение причин их появления и прогнозирование фактического состояния ГПА в период нормальной эксплуатации и аварийных состояний.

Применение методов регулярной диагностики оборудования снижет расход запасных частей примерно в пять раз, а стоимость текущего ремонта, благодаря более точному знанию объекта и увеличению межремонтного периода, в два раза, уменьшает рабочий парк машин путем улучшения эксплуатационных качеств примерно на 10% снижает расход топлива до 10%, расход фонда зарплаты до 10%.

При работе газотурбинного ГПА происходит загрязнения и эрозия лопаток осевого компрессора, увеличение радиальных зазоров в 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.

В центробежном нагнетателе природного газа наиболее 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 с паспортной удается составить приблизительное представление о износе лабиринтового уплотнения и частично об износе лопаток рабочего колеса и диффузора.

Техническое состояние, газотурбинного ГПА характеризуется рабочими параметрами(температура газа перед турбиной, степень сжатия осевого компрессора и т.д.), расходом топливного газа и масла интенсивностью утечек циклового воздуха, продуктов сгорания масла, располагаемой мощностью, уровнем вибрации, температурным состоянием подшипников, корпусов, короблением корпусов, состоянием газо- и воздуховодов, опорных систем. обследование включает визуальный осмотр оборудования измерения с помощью штатных и специальных переносных приборов. осмотр механической части оборудования проводят на работающем и остановленном(находящемся в резерве или в плановом останове без вскрытия) агрегате. работающем агрегате определяют места утечек воздуха и продуктов сгорания фланцам газо- и воздуховодов, разъемам корпусов турбины, газовоздушным уплотнениям(по шуму, местному повышению температуры воздуха, загазованности); места утечек масло по сальникам винтовых насосов, горизонтальным и вертикальным разъемам корпусов подшипников кожуху промвала фланцам маслопроводов, блоку клапанов винтовых насосов, состояние наружной теплоизоляции(температуру поверхности с помощью прибора «промине» толщину изоляции и т.д.), состояние крепления агрегата и трубопроводов к опорам и фундаменте прилегание опорных лап и свободу перемещения дистанционных шайб состояние и исправность работы элементов воздухозаборного устройства, а также систем подготовки воздуха и шумоглушению плотность антипомпажных клапанов, герметичность уплотнения крышки маслобака и соединений систем отсоса. Выявленные дефекты и их местонахождение отмечают в предварительной дефектной ведомости.

На остановленном агрегате простым и доступным способом предварительной оценки состояния лопаточного аппарата осевого компрессора и турбины элементов камеры сгорания без вскрытия агрегата является использование бороскопов. Бороскопы вводят через специальные отверстия, выполненные в корпусах компрессора и турбины, в окно, предназначенное для контроля пламени камеры сгорания и осевые форсуночные отверстия. Для осмотра труднодоступных мест необходимо использовать гибкие эндоскопы со стекловолоконной оптикой во всех случав размеры дефектов с помощью оптики увеличиваются в несколько раз. Дальнейший шаг контроля технического состояния на остановлен ном агрегате использование ультразвукового и токовихревого контроля для обнаружения трещин в деталях гту однако для широкого внедрения этого метода обследования требуется существенная пере работка конструкции ГПА с целью обеспечения хорошей доступности контролируемых элементов, а также создание специальных дефектоскопов.

Номинальная мощность(ее называют также приведенной-это максимальная мощность которую может развить газотурбинный двигатель при номинальной температуре перед турбиной(для ГТК-10 t 780 ос) и при нормальных атмосферных условиях(температура наружного воздуха-15 ос, атмосферное давление-02 Мпа). Снижение номинальной мощности происходит из-за увеличения радиальных зазоров в проточной части осевого компрессора и турбины(по лопатками газовоздушным уплотнениям), загрязнения лопаточного аппарата утечек циклового воздуха в регенераторе.

В целом отклонение термогазодинамических параметров от проектных недостаточно говорит об опасности вынужденного останова ГПА. О надежностном состоянии агрегата больше судят по показаниям вибрации подшипников или непосредственно роторов, по параметрам системы смазки и температурам металла вкладышей и подшипников, переносу температурного поля за камерой сгорания или за турбиной времени выбега роторов при останове ГПА не поступают сигналы, в частности. о зарождении трещин в ответственных деталях(например, лопатках турбомашин, жаровой трубе камеры сгорания), степени эрозии рабочего колеса нагнетания или рабочих лопаток осевого компрессора. нарушениях в работе системы охлаждения ГТУ об износе масляного уплотнения нагнетателя и лабиринтовых уплотнений ГТУ. А информацию о неисправностях и износах, вызывающих вынужденную остановку ГПА необходимо получать заблаговременно поэтому широко используются всевозможные средства обнаружения неисправностей. Кроме приведенных, по маслосистеме к ним следует отнести контроль постоянства уровня масла в баке(или величины долива масла), состояние фильтров тонной очистки масла, анализ проб масла, а для ГТД на подшипниках качения детекторы и сигнализаторы служки, контроль омического сопротивления масляной пленки оптический контроль масла. Изменение уровня масла в бане свидетельствует о неудовлетворительном состоянии масляных уплотнений или уносе масла в систему удаления масляных паров. Анализ проб масла особенно важен для ГПУ имеющих внутренние, т.е. встроенные в проточную часть, подшипники, а также для ГТД на подшипниках качения . Детекторы стружки магнитного типа позволяют судить о появлении дуктов износа ферромагнитных материалов а сигнализаторы стружки электрического или индуктивного типа также о износе немагнитных металлических деталей.

Уровень температуры подшипников зависит от состояния баббитовой заливки давления и физико-химического состояния масла эффективность работы подшипников и маслосистемы определяют при наибольшей температуре масла поступающего на подшипники, на режиме максимальной загрузки ГПА, повышение температуры масла проводят путем ограничения расхода охлаждающей воды, отключения вентиляторов. перекрытия жалюзи, перепуска части масла мимо аппарата воздушного охлаждения(ABO) Работа на этом режиме допускается не более 1 ч.

Выбор вибрационных явлений в качестве источников информации о техническом состоянии ГПА обусловлен следующими причинами: вибрации отражают наиболее существенные физические процессы происходящие внутри ПА, такие как деформация и напряжение в деталях, вибрации ПА свидетельствуют о процессах взаимодействия деталей, причем вибрационные параметры характеризуют как общие ПА, так и свойства отдельных узлов ГПА, вибрации обладают широким спектром частот, значительной скоростью распространения и в качестве носителя информации большой емкостью, вибрации регистрироваться в естественных условиях работы ГПA.

Вибрационное состояния газотурбинных ГПА является одним из основных признаков возникновения неисправностей деталей и узлов. Уровень вибрации измеряют на рабочем режиме по определенной схеме(рис. 6.2) в каждой точке 1-9, указанной на схеме, измеряют амплитуду колебания узла в вертикальном, поперечном и осевом направлениях. Основная задача измерений установить уровень вибрации подшипников, корпусов, маслопроводов и фундамента и сравнить с принятыми нормами правил технической эксплуатации для различных типов газотурбинных ГПА(табл. 6.1) в том случае, если амплитуда колебания в каком-либо направлении соответствует оценке "удовлетворительно" или" недопустимо», то необходимо провести специальные виброисследования.

Сигнализатор вибрации опор и роторов можно рассматривать как простейшее средство вибродиагностики. однако не всегда с помощь штатных приборов удается распознать, является ли повышенная вибрация следствием возникшей неуравновешенности ротора или ослабления болтового соединения, или нарушения посадки дисков, или вызывается другими причинами. Развитие виброаустичесой диагностики предусматривает проведение спектрального анализа с помощью анализаторов с высокой разрешающей способностью и специальную его обработку.

Акустический контроль применим в первую очередь для анализа работы камеры сгорания, зубчатых передач.

Уровни технического состояния оборудования	Хорошее	Допустимое	Недопустимое	Аварийное состояние
Уровень высоко частотной вибрации,	80--105	105--115	115--135	135 и выше
Уровень амплитудной модуляции,	% 2--9	9--12…16	16--25…35	35 и выше

5. Расчетная часть

Определить запас устойчивой работы нагнетателя ГПА-Ц-6,3/56М-1,45, имеющего следующие параметры рабочего режима:

...