Положение о порядке сдачи в ремонт и приемки из ремонта газотурбинных ГПА

МИНИСТЕРСТВО ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СССР

ПОЛОЖЕНИЕ
О ПОРЯДКЕ СДАЧИ В РЕМОНТ И ПРИЕМКИ
ИЗ РЕМОНТА ГАЗОТУРБИННЫХ ГПА

УТВЕРЖДЕНО Первым заместителем Министра газовой промышленности В. Динковым 11.07.79.

1. ОБЩИЕ УКАЗАНИЯ

1.1. Настоящее положение определяет порядок сдачи в ремонт и приемки из капитального и среднего ремонта газотурбинных газоперекачивающих агрегатов, содержание подготовительных мероприятий, объем, основные положения и критерии проверок и испытаний, имеющих целью произвести оценку и обеспечить необходимое качество ремонта.

Положение разработано взамен "Временного положения о порядке сдачи в ремонт и приемки из ремонта ГПА с газотурбинным приводом на КС магистральных газопроводов. ОРГЭНЕРГОГАЗ, 1975 г."

1.2. Положение распространяется на газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с газотурбинным приводом, кроме агрегатов с авиационными и судовыми турбинами.

1.3. Планирование периодичности, времени простоя, объема и вида планового ремонта ГПА 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".

1.4. Планы-графики ремонтов составляются эксплуатационной организацией, согласовываются с ремонтной организацией и утверждаются объединением.

1.5. Вывод агрегатов в ремонт и из ремонта, приемку в эксплуатацию и оценку качества ремонта производит комиссия под руководством начальника ГКС. В состав комиссии входят: старший инженер (инженер) по ремонту и (или) старший инженер (инженер) по эксплуатации, начальник участка и (или) прораб (мастер) ремонтной организации, представитель теплотехнической лаборатории (группы).

2. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ И СДАЧА ГПА В РЕМОНТ

2.1. До вывода агрегатов в ремонт эксплуатационная организация должна провести следующие мероприятия:

- составить предварительную ведомость дефектов и перечень планируемых модернизаций;

- провести совместно с ремонтной организацией измерения параметров и обследование ГПА на одном рабочем режиме под нагрузкой для получения данных, необходимых для анализа работы и технического состояния отдельных элементов оборудования. Экспресс-испытания проводятся по пунктам 3.13, 3.18, 3.20, 3.21, 3.22 настоящего Положения;

- представить ремонтной организации эксплуатационный формуляр (по формам приложения к ПТЭ компрессорных цехов с ГТУ часть 3, Оргэнергогаз, 1977) и ремонтный формуляр;

- назначить ответственного представителя за проведение ремонта агрегата.

2.2. До вывода агрегата в ремонт ремонтной организацией должны быть проведены следующие мероприятия:

- подготовлена необходимая ремонтная документация;

- заготовлены согласно объему работ по пункту 2.1 необходимые материалы, запасные части и узлы;

- укомплектованы и приведены в исправное состояние и при необходимости испытаны инструмент, приспособления и подъемно-транспортные механизмы;

- укомплектован и проинструктирован ремонтный персонал;

- подготовлены рабочие места для ремонтного персонала.

2.3. Вывод агрегата в плановый ремонт должен производиться эксплуатационным персоналом с разрешения диспетчерской службы объединения и должен быть оформлен предварительно оперативной заявкой.

2.4. В случае изменения графика ремонтная организация должна быть извещена об этом заблаговременно.

2.5. Началом ремонта агрегата считается время его сдачи в ремонт по акту.

2.6. После остановки ГПА в процессе проведения ремонтных работ эксплуатационная организация должна обеспечить:

- на месте производства ремонтных работ условия, гарантирующие безопасное их проведение и охрану труда в соответствии с требованиями ПТЭ и действующими правилами техники безопасности;

- инженерное обеспечение (электроэнергия, сжатый воздух и т.д.) и услуги в соответствии с утвержденным "Положением о порядке заключения и исполнения договоров на производство среднего и капитального ремонта, пуск и наладку энергомеханического, технологического оборудования и установок эксплуатационных предприятий ремонтными и пусконаладочными организациями Мингазпрома".

2.7. После вскрытия агрегата ремонтным персоналом совместно с работниками эксплуатации производится уточнение ведомости дефектов и составление графика производства работ.

2.8. В процессе ремонта производится поузловая проверка соответствия отдельных узлов и систем технической документации с оформлением двухсторонних актов или записью в формуляре.

3. ПРИЕМО-СДАТОЧНЫЕ ПОСЛЕРЕМОНТНЫЕ ИСПЫТАНИЯ

3.1. Оценка качества ремонта осуществляется проведением приемо-сдаточных испытаний и сравнением их результатов с нормативными данными.

3.2. Приемо-сдаточным испытаниям предъявляется отремонтированный ГПА 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.

3.3. Операции поузлового опробования, пусконаладочные работы и пробные пуски проводятся эксплуатационным персоналом по заявке, с разрешения и под наблюдением ремонтной организации. Пуски, остановки, испытания и эксплуатация после предъявления ГПА к приемо-сдаточным испытаниям производятся эксплуатационным персоналом с разрешения и под наблюдением ремонтной организации.

3.4. Перед пуском производится предпусковой осмотр и подготовка цеховых систем, обеспечивающих работу данного ГПА и агрегатных систем в соответствии с "ПТЭ компрессорных цехов с газотурбинным приводом (разделы 2.2.6 и 2.2.8)".

3.5. Приемо-сдаточные послеремонтные испытания включают в себя следующие этапы:

- проверку функционирования и измерение параметров в системах ГПА на неработающем агрегате;

- автоматический запуск, работа под нагрузкой в течение 2 часов, нормальная остановка;

- автоматический запуск из горячего состояния;

- теплотехнические измерения (мощности ГТУ и КПД нагнетателя) на 3 режимах на полных или эквивалентных оборотах;

- измерение вибрационного состояния агрегата;

- измерение параметров и проверку маслосистемы и системы уплотнения нагнетателя, проведение анализа масла;

- измерение параметров и проверки вспомогательных систем и устройств;

- измерение температур корпуса турбины;

- определение потерь масла.

3.6. Проверка ГПА перед запуском включает в себя следующие операции:

- проверку функционирования воздухозаборного устройства (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;

- осмотр и проверку работоспособности пусковых насосов (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.).

3.7. 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.

3.8. В процессе первого автоматического запуска осуществляется контроль параметров запуска (последовательность и время выполнения операций, величины параметров) и сравнение их с данными инструкции по эксплуатации. Производится прослушивание агрегата. Переход на пооперационный ручной запуск и проведение наладочных и регулировочных работ на ГПА не допускается.

3.9. Работа под нагрузкой после первого запуска осуществляется в течение 2 часов, при этом производится постепенное увеличение нагрузки ГПА изменением частоты вращения ротора силовой турбины (осуществляется со щита управления). В зависимости от атмосферных условий и режима работы КС максимум нагрузки ограничивается одним из следующих параметров: частотой вращения роторов, давлением за нагнетателем, температурой в турбине.

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.

Проверяется прилегание опорных лап и свобода перемещения дистанционных шайб турбогруппы. Отрыв лап и закусывание шайб не допускается.

3.10. Нормальная автоматическая остановка осуществляется с режима максимальной нагрузки после 2 часов наработки.

3.11. При наличии сбоев автоматического запуска и остановки, срабатывания при работе под нагрузкой предупредительной и аварийной сигнализации производится выявление и устранение дефектов и проверки повторяются.

3.12. После второго автоматического запуска (из горячего состояния) ГПА подвергается испытаниям на трех испытательных режимах для определения мощностных характеристик.

Режим I - режим минимальной рабочей частоты вращения силовой турбины (нагнетателя).

Режим II - промежуточный (85 % частоты вращения силовой турбины).

Режим III - максимальной нагрузки, ограничение его в пределах инструкции по эксплуатации осуществляется по одному из параметров: предельной рабочей частоте вращения роторов ТНД или ТВД, предельной температуре продуктов сгорания перед турбиной (после турбины), максимальному давлению газа за нагнетателем.

3.13. Определение мощности и технического состояния ГТУ производится в соответствии с "Временной инструкцией по определению эффективной мощности газотурбинных установок ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-6, ГТК-10 в эксплуатационных условиях на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Оргэнергогаз. 1975" и "Инструкцией по определению эффективной мощности газотурбинных установок ГТ-6-750 на КС магистральных газопроводов. Оргэнергогаз, ВНИИгаз. 1976".

Методический принцип инструкций - использование зависимости мощностного параметра от давления за компрессором (перед турбиной).

Для агрегатов типа ГТ-700-5 (ГТК-5) и ГТ-750-6, оснащенных измерением перепада давлений на входном патрубке осевого компрессора, определение мощности и технического состояния ГТУ производится в соответствии с "Временной инструкцией по определению мощности и технического состояния газотурбинных агрегатов ГТК-5, ГТ-700-5, ГТ-750-6. ВНИИгаз, 1978".

Методический принцип - использование зависимости мощности от перепада давлений на входе компрессора.

Перед измерением параметров должны быть обеспечены следующие условия стабильности режимов. Выдержка на режиме - не менее 1 часа, колебание параметров - не более: частота вращения ± 20 об/мин, температура в турбине ± 3 + 5 °С, температура на входе в компрессор ± 0,2 + 0,3 °С, давление перед нагнетателем + 0,2 кгс/см2. Противообледенительная система должна быть полностью отключена.

Перечень измеряемых параметров для определения мощности и технического состояния ГТУ приведен в приложении.

Фактические величины мощности и температуры перед турбиной не могут быть критериями оценки технического состояния ГТУ: они должны быть сначала приведены к стандартным атмосферным условиям, затем экстраполированы (или интерполированы) до нормальной величины температуры перед турбиной. Для этой цели либо строится (по трем точкам режима I , II , III ) график зависимости приведенных мощности и температуры, либо используется усредненная величина наклона этой характеристики.

Техническое состояние ГТУ оценивается сравнением найденной приведенной мощности при номинальной температуре перед турбиной с номинальной мощностью данного типа ГТУ; их отношение называется коэффициентом технического состояния ГТУ.

Значение коэффициентов технического состояния (или приведенной мощности) ГТУ после ремонта не должно быть ниже следующих величин:

Показатель

Тип ГТУ

ГТ-700-5

ГТК-5

ГТ-750-6

ГТ-6-750 (ГТН-6)

ГТК-10

1

2

3

4

5

6

Коэффициент технического состояния

0,85

0,85

0,85

0,95

0,95

Приведенная мощность, кВт

3600

3700

5100

5700 (5900)

9500

В технически обоснованных случаях (при отсутствии запасных частей проточной части, невозможности замены или полного ремонта регенераторов и др.) главный инженер эксплуатационного объединения может разрешить приемку агрегата при параметрах ниже указанных в таблице.

Схемы расчетов определения технического состояния ГТУ приведены в приложении.

3.14. 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.

3.15. Проверка работы малоинерционного регулятора температуры (МИРТ) и сигнализатора помпажа нагнетателя производится по инструкции завода-изготовителя прибора.

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

3.17. На режиме II производится проверка работы противообледенительной системы. Система включается в работу, измеряется уровень подогрева воздуха на входе в компрессор и сравнивается с данными инструкции по эксплуатации. После отключения системы проверяется плотность запорной арматуры для подачи горячего воздуха (продуктов сгорания): ощупыванием трубопровода после закрытой запорной арматуры следует убедиться в отсутствии протечек - температура неизолированного участка трубы не должна быть более 40-50 °С.

3.18. На режимах I , II , III производятся измерения (по штатным приборам) и запись параметров в системах ГПА. Объем измеряемых параметров соответствует суточной ведомости (приложение к ПТЭ компрессорных цехов с ГТУ, часть 3). Измеренные параметры не должны выходить за пределы данных инструкций по эксплуатации.

3.19. На режиме III производится дополнительная проверка эффективности работы маслосистемы и подшипников. С этой целью на агрегате устанавливается наибольшая рабочая температура охлажденного масла перед подшипниками: 51 °С для агрегатов ГТ-700-5 (ГТК-5), ГТ-750-6 и ГТК-10 и 45° для ГТ-6-750 (ГТН-6).

Установка наибольшей температуры производится ограничением расхода охлаждающей воды или регулированием АВО (отключением вентиляторов, перекрытием жалюзи или перепуском части масла мимо АВО). Работа на режиме не менее одного часа. Температура подшипников не должна достигнуть уровня предупредительной сигнализации (70 °С для ГТ-700-5, ГТК-5, 75 °С для ГТК-10 и 80° для ГТ-6-750).

3.20. Определение вибрационного состояния агрегата, маслопроводов и фундаментных колонн производится в соответствии с "Временными нормами вибрации основного оборудования компрессорных станций Мингазпрома СССР. Оргэнергогаз". Измерение вибраций производится на режимах I , II , III . Вибрационное состояние агрегата по всем местам измерения не должно быть ниже "хорошо".

Результаты измерения фиксируются в форме 3.11 "Эксплуатационного формуляра" (приложение к ПТЭ компрессорных цехов с ГТУ. Часть 3).

3.21. Контроль температурного состояния корпуса турбины для ГТУ производства П/О "Невский завод" осуществляется по инструкции ТИ 5114-6; измерения производятся на режиме III .

Результаты измерения фиксируются в форме 3.12 "Эксплуатационного формуляра" (приложение к ПТЭ компрессорных цехов с ГТУ. Часть 3).

Значения коэффициентов "К" не должны выходить за пределы, указанные в "Эксплуатационном формуляре".

3.22. Определение удельного расхода (потерь) масла по агрегату производится в течение гарантийного послеремонтного срока. Удельные потери (на маш. час) не должны превышать нормы, указанные в "ПТЭ компрессорных цехов с газотурбинным приводом".

3.23. После завершения проверок и испытаний по пунктам 3.6- 3.21 настоящего Положения ГПА должен проработать непрерывно под нагрузкой 24 часа на технических режимах, определяемых условиями работы КС.

4. ПРИЕМКА ГПА ИЗ РЕМОНТА И ПЕРЕДАЧА В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

4.1. После завершения всех этапов приемо-сдаточных испытаний и положительной их оценки ГПА передается в эксплуатацию на основании совместного акта ремонтной и эксплуатационной организации.

4.2. Гарантийная наработка, в течение которой ремонтная организация несет ответственность за агрегат, устанавливается в 700 часов. В течение этого периода при необходимости могут быть проведены дополнительные проверки и (или) измерения.

Выявленные дефекты и неполадки устраняются ремонтной организацией, при этом необходимые остановки ГПА классифицируются как время вынужденного простоя.

4.3. Степень ответственности сторон (ремонтной, эксплуатационной или завода-изготовителя) за выявленные дефекты устанавливается комиссией по приемке агрегата. Результаты анализа фиксируются актом комиссии.

4.4. Если испытания ГПА под нагрузкой не представляются возможными по режиму работы КС, то агрегат считается принятым в эксплуатацию предварительно, что оформляется соответствующим актом с указанием срока проведения испытания.

4.5. Ремонтная организация не несет ответственность за качество ремонта и надежную работу ГПА в гарантийный период при несоблюдении эксплуатационным персоналом ПТЭ и инструкций по эксплуатации.

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

5. ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

Технические результаты ремонта и приемо-сдаточных испытаний фиксируются в "Эксплуатационном формуляре ГПА" (приложение к ПТЭ компрессорных цехов с ГТУ. Часть 3), ремонтном формуляре и промежуточных актах, примерный перечень которых приведен во "Временном положении системы ППР с ЦБН. Оргэнергогаз. 1974".

Один экземпляр ремонтной документации должен быть представлен комиссии по приемке ГПА из ремонта и после окончания ее работы передан компрессорной станции.

Приложение

1. ПЕРЕЧЕНЬ
измеряемых параметров при определении мощности ГТУ

Наименование величины

Обозначения

Размерность

Методика

1

2

3

1

2

3

4

5

6

Барометрическое давление

Ра

ата

+

+

+

Температура перед компрессором

Та

К

+

+

+

Давление перед компрессором

Рз

ата

+

+

+

Перепад давления на входном патрубке компрессора

D Рк

мм вод. ст.

-

-

+

Температура после ТНД

Т2

К

+

+

+

Температура перед ТВД

Т1

К

+

-

+

Давление за компрессором

Р4

ата

-

+

-

Давление перед ТВД

Р1

ата

+

-

-

Давление за ТНД

Р2

ата

+

-

-

(1) - временная инструкция по определению эффективной мощности газотурбинных установок ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-5 и ГТК-10 в эксплуатационных условиях на КС магистральных газопроводов. Оргэнергогаз. 1975.

(2) - Инструкция по определению эффективной мощности газотурбинных установок ГТ-6-750 на КС магистрального газопровода. Оргэнергогаз. 1976.

(3) - Временная инструкция по определению мощности и технического состояния газотурбинных агрегатов ГТК-5, ГТ-700-5 и ГТ-750-6. ВНИИгаз. 1978.

2. Определение температуры перед турбиной

При эксплуатационном контроле по штатному измерению за камерой сгорания для агрегатов ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-6 и ГТК-10 в расчетах используется это измерение Т1шт (К).

При эксплуатационном контроле по штатному измерению на выхлопе определяется по графикам расчетная среднемассовая температура перед турбиной.

Методика (1, 3) Т1 = f ( E т , T 2 )

Методика (2) Т1 = f ( E к , T 2 )

3. Определение приведенных параметров для каждого испытательного режима производится по формулам

Ne пр = Ne

T 1пр = Т1

4. Определение приведенной мощности в номинальных условиях и коэффициента технического состояния.

По результатам испытания строится график Ne пр = f ( T 1пр ) или f ( ) и определяется точка Ne пр = f ( T 1пр ) соответствующая номиналу температуры перед турбиной  ( таблица).

При близости друг другу испытательных режимов вместо графического построения можно воспользоваться уравнением

Ne = Ne пр + KT1 ( - T1 пр )

ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТОВ:

Наименование величины

Тип ГТУ

ГТ-700-5

ГТК-5

ГТ -750-6

ГТ -6-750 ( ГТН -6)

ГТК-10

Номинальная среднемассовая температура t °/ T °, °С/К

700

973

700

973

750

1023

760

1033

780

1053

Номинальная штатная температура t °1шт/Т°1шт, °С/К

700

973

700

973

770 *

1043

-

780

1053

Коэффициент КТ1 кВт/°С

19

19

23

23

36

Номинальная мощность Ne ° кВт

4250

4400

6000

6000 (6300)

10000

_____________

* С модернизированной системой охлаждения по ТИ.3.006.75, для остальных 750 °С.

Коэффициент технического состояния определяется по формуле

К Ne = .

СОДЕРЖАНИЕ

1. Общие указания . 1

2. Подготовительные мероприятия и сдача ГПА в ремонт . 1

3. Приемо-сдаточные послеремонтные испытания . 2

4. Приемка ГПА из ремонта и передача в эксплуатацию .. 5

5. Техническая документация . 5

Приложение . 5

Похожие документы