Нормы вибрации трубопроводов технологического газа компрессорных станций с центробежными нагнетателями

Обновлено: 06.07.2024

Спасибо.
Нашел ГОСТ Р ИСО 8579-2-99. Мне больше нравится, хотя официально и не подходит для эксплуатации.

Есть книга "Вибрационная диагностика трубопроводов компрессорных станций" Якубович В.А.
И статья

Вложенный файл:

Добрый день
Прокомментируйте пожалуйста стандарт ассоциации СА 03-001-05. Является ли он обязательным для применения?

Добрый день.
На своем предприятии, для насосной станции, оценку состояния по СКЗ мм/с в последние два года использую СА 03-001-05. В прошлые годы применяли ГОСТ ИСО 10816-3-2002. Согласно многолетнему контролю, совместно с начальством насосной станции приняли решение что границы зоны вибрационного состояния для насосов данного типа по ГОСТ ИСО 10816-3-2002 слишком занижены, и СА 03-001-05 подходит нам лучше. Конечно ведем контроль по выявлению и устранению дефекта "Кавитация".
Так - что, хозяин барин, выбирайте и пользуйтесь ).

В моем вопросе суть была не в нормах вибрации (которые близки ГОСТу), а в том что организация, разрабатывая вроде бы документ общего пользования и в перспективе обязательный к применению, подогнала его под свою (разработанную НПЦ Динамика) штатную систему. На мой взгляд это не корректно.

7.9.1 Основными задачами технического диагностирования оборудования и трубопроводов КС является оценка их технического состояния, своевременное выявление изменений технического состояния, условий взаимодействия с окружающей средой, оценка срока безопасной эксплуатации, выявление дефектов, возникновение которых возможно с течением времени в ходе эксплуатации, подготовка рекомендаций по выбору наиболее эффективных способов организации эксплуатации оборудования и трубопроводов, а при необходимости способов ремонта.

7.9.3 Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов КС проводят Специализированные организации.

7.9.4 Комплекс диагностических мероприятий включает в себя:

диагностические обследования;
периодические контрольные измерения;
расширенные диагностические обследования;
экспертиза промышленной безопасности оборудования;
мониторинг состояния оборудования и технологических трубопроводов;
выборочный контроль качества монтажа технологических трубопроводов;
проверку работоспособности опор.

7.9.5 Оборудование и трубопроводы КЦ в установленные сроки подвергают соответствующим осмотрам и испытаниям. Акты осмотров и испытаний прилагают к паспорту (эксплуатационному формуляру).

7.9.7 Внутритрубное диагностирование технологических трубопроводов газа КС включает:

внутритрубное обследование технологических трубопроводов газа КС в целях определения их фактической конфигурации (геометрия, длина катушек, тип трубы и т.п.) и наличия в них посторонних предметов и загрязнений;
ВТД технологических трубопроводов газа КС в целях выявления дефектов тела трубы (потеря металла, сплошная и язвенная коррозия, расслоения, трещиноподобные дефекты, включая дефекты КРН) и дефектов сварных соединений (непровары, утяжины, смещения кромок и т.п.).

7.9.8 Проведение внутритрубной диагностики на технологических трубопроводах КС регламентирует СТО Газпром 2-2.3-066, в соответствии с которым осуществляют организацию, планирование работ, проведение работ, анализ результатов внутритрубного диагностирования, оформление отчета и выдачу заключения о техническом состоянии обследованного объекта

7.9.9 Подготовку технологических трубопроводов КС к внутритрубному диагностированию проводит ЭО по составленному и согласованному в установленном порядке плану-графику. Готовность технологических трубопроводов КС к внутритрубному диагностированию оформляют двухсторонним актом, подписываемым представителями Эксплуатирующей и Специализированной организаций.

7.9.10 С целью определения фактических размеров выявленных привнутритрубном диагностировании дефектов проводят выборочное техническое диагностирование технологических трубопроводов КС в шурфах, включающее проведение неразрушающего контроля труб с применением различных методов контроля (визуального, ультразвукового, магнитного и т.д.).

7.9.11 Очередность внутритрубного диагностирования технологических трубопроводов КС устанавливают с учетом сроков эксплуатации, уровня вибрации, характера нагрузок от пульсаций газа, конструкционных и технологических характеристик, состояния изоляционного покрытия, возможности резервирования и других факторов.

7.9.12 Периодичность проведения внутритрубного диагностирования технологических трубопроводов КС определяют на основе прогнозных оценок их технического состояния, которыевыполняют с учетом результатов предыдущих обследований, динамики развития дефектов и повреждений изоляционного покрытия и других факторов.

7.10 Техническая документация

7.10.1 На КС используют следующую техническую документацию:

Положения о производственных службах (при отсутствии ГКС – Положение о КС или КЦ соответственно);
технологический регламент по эксплуатации КС;
должностные инструкции;
инструкции по охране труда по профессиям и видам работ;
инструкции по эксплуатации оборудования, систем, установок и т.п.;
инструкции по пожарной безопасности;
паспорта на оборудование, системы, установки, сосуды, грузоподъемные механизмы, средства защиты, инструмент и приспособления;
эксплуатационные и ремонтные формуляры;
технологические (режимные) карты, ведомости по эксплуатации оборудования, систем, установок и т.п.;
структурные, функциональные, принципиальные и другие необходимые схемы станционных систем;
ПЛА;
перечень работ повышенной опасности, проводимых по наряду-допуску;
перечень газоопасных работ;
перечень огневых работ;
протоколы (акты) проверки защит оборудования и установок;
графики плановых ремонтов оборудования, систем, установок, сосудов, грузоподъемных механизмов, средств защиты, инструмента и приспособлений;
перечень мест, в которых необходимо по графику проверять воздух рабочей зоны на загазованность;
маршруты обхода оборудования и установок.

оперативный журнал;
журнал распоряжений;
журнал учёта вынужденных и аварийных остановов;
журнал контроля масла;
журнал учета турбинного масла;
журнал регистрации работ;
журнал регистрации газоопасных и огневых работ;
журнал регистрации газоопасных работ без оформления наряда-допуска;
журнал дефектов основного и вспомогательного оборудования;
журнал контроля загазованности;
журнал эксплуатации вентиляционных установок
журнал регистрации дефектов и нарушений по результатам проверок объектов на I уровне АПК.

7.11 Требования безопасности при эксплуатации компрессорных станций

7.11.1 Ответственным за безопасную эксплуатацию КС является руководитель Филиала ЭО.

7.11.2 Приказом по Филиалу ЭО назначают должностных лиц и специалистов, ответственных за техническое состояние и безопасную эксплуатацию КЦ, оборудования, систем, приборов и т.д.

7.11.3 Основные меры безопасности при эксплуатации КС определены технологическим регламентом и инструкциями по эксплуатации систем и оборудования, планами проведения ремонтных работ, должностными инструкциями, инструкциями по охране труда по видам работ и профессиям, требованиям настоящего стандарта и НД национального органа Российской Федерации по техническому регулированию и метрологии, с учетом местных условий.

7.11.4 Работы на КС проводят с разрешения начальников КС, ГКС, КЦ, сменного инженера с записью в соответствующих журналах.

7.11.5 При выполнении работ по обслуживанию, ремонту движущихся частей АВО руководитель работ:

оформляет наряд-допуск, как на работу в действующих электроустановках, в соответствии с требованиями безопасности;
обеспечивает согласованность действий сменного персонала со всеми производителями работ на АВО.

7.11.6 ЭО на основе типовых инструкций разрабатывает инструкции по безопасному выводу ГПА в ремонт.

7.11.7 Основными требованиями безопасности при выводе ГПА в ремонт являются:

7.11.8 Контроль над выполнением требований безопасности при проведении ремонтных работ осуществляет сменный персонал при обходах оборудования.

7.11.10 На КС, оснащенных ГПА с ЦБН, в обязательном порядке предусматривают аварийное отключение станции от МГ поворотом одного ключа/нажатием кнопки аварийного (экстренного) останова, приводящим к останову всех работающих ГПА. При этом общестанционные краны обеспечивают сброс газа из газопроводов КС.

7.11.11 Арматуру, отключающую КС от МГ на входе и выходе, оснащают устройствами дистанционного и местного управления.

7.11.13 При разгерметизации нагнетателя проведение работ в галерее нагнетателей (отсеке нагнетателя), не относящихся к вскрытию запрещено. Во время вскрытия нагнетателя в галерее нагнетателей присутствуют только лица, производящие вскрытие, и оперативный персонал, обслуживающий работающие ГПА.

7.11.14 Основными требованиями безопасности при разгерметизации нагнетателя являются:

Авторы: Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М. Губкина, Производственное объединение "Союзоргэнергогаз", проректор по научной работе МИНГП им. Губкина А.Н. Дмитриевский, главный инженер ПО "Союзоргэнергогаз" А.Д. Тихонов.

Утвержден и введен в действие Заместителем Министра газовой промышленности С.С. Кашировым.

Доступ ограничен

Приглашаем Вас стать пользователем Системы (ЭТБ) "ГИС-Профи" для специалистов и руководителей предприятий топливно-энергетического комплекса.

Нагнетатель предназначен для сжатия (компремирования) природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу при температуре газа до –15 о , и воздуха = -50 о .

При вращении рабочего колеса на входе его создаётся разряжение. Поступающий в межлопаточное пространство газ под действием центробежных сил движется плавно изогнутых каналов рабочего колеса.

На выходе из рабочего колеса по направлению движения газа расположен кольцевой диффузор, который преобразует кинетическую энергию движущего газа после Р.К., в потенциальную и уменьшает закрутку потока в направлении вращения.

Основные элементы проточной части нагнетателя.

1. Всасывающая камера – служит для плавной и равномерной подачи газа в осевом направлении на вход Р.К. В ней происходит повышение скорости и понижение давления газа (канал имеет конфузорное сечение).

2. Рабочее колесо – является основным элементом проточной части, в котором механическая энергия привода передаётся потоку газа. За счёт этого в Р.К. происходит увеличение скорости и давления газа. Межлопаточный канал – диффузорный.

3. Лопаточный диффузор – закреплен в пакете на выходе Р.К. Служит для увеличения давления за счёт торможения потока. Лопаточному диффузору предшествует укороченный безлопаточный, который служит для выравнивания скоростей газа после Р.К.

4. Обратный направляющий аппарат – расположен в пакете между первой и второй ступенью. Служит для поворота газа и его плавной подачи в осевом направлении к второму Р.К. Параметры газа существенно не меняются.

5. Сборная нагнетательная камера (улитка) – служит для сбора газа и его плавного отвода в нагнетательный патрубок, а также для окончательного повышения давления за счёт снижения скорости потока.

СТУПЕНЬ НАГНЕТАТЕЛЯ.

СОСТОИТ: из рабочего колеса и лопаточного диффузора. При работе нагнетателя газ захватывается вращающимся Р.К. и продвигается в центробежном направлении по межлопаточным каналам. За счёт вращения ротора, механическая энергия движущимися лопатками передаётся потоку газа и его абсолютная скорость увеличивается. Повышение давления в Р.К. происходит за счёт диффузорности межлопаточного канала и уменьшения относительной скорости, а также за счёт действия на частицы газа центробежных сил.

Увеличение давления за счёт центробежных сил объясняется тем, что к выходу из Р.К. окружная скорость вращения потока увеличивается, а следовательно увеличиваются центробежные силы, под действием которых происходит сжатие газа. В лопаточном диффузоре происходит дальнейшее повышение давления и температуры, за счёт уменьшения абсолютной скорости потока. Таким образом в Р.К. механическая энергия переходит в кинетическую и потенциальную, а в диффузоре кинетическая – в потенциальную.

ОСЕВОЕ УСИЛИЕ НА РОТОР НАГНЕТАТЕЛЯ.

РАЗГРУЗКА ОТ ОСЕВЫХ УСИЛИЙ.

При работе нагнетателя осевые нагрузки на ротор возникают в основном за счёт разницы давлений на входной и выходной поверхности Р.К. Усилие от давления газа на Р.К. в районе покрывного диска снаружи и изнутри уравновешиваются и не оказывают влияние на осевой сдвиг ротора. Ниже покрывного диска на входную поверхность действует давление входа + усилие скоростного напора. На обратную поверхность основного диска действует давление выхода из рабочего колеса. Кроме того площадь на входной поверхности больше на величину гайки обтекателя. Направление осевого усилия на упорные колодки будет зависеть от режима работы нагнетателя.

На пусковых режимах при открытии крана №6 (6р), когда степень сжатия небольшая ∆ Р на Р.К. тоже небольшой. При этом за счёт большого расхода газа, усилия скоростного напора на входную поверхность будет больше усилия от ∆Р. Следовательно будут нагружены упорные колодки со стороны турбины, чтобы снизить нагрузки на подшипник при пуске и останове. Осевые нагрузки частично снижаются подачей масла на специальный разгрузочный диск и возникает осевое усилие противоположное усилию на Р.К.

На рабочих режимах с высокой степенью сжатия ∆ Р на основном диске Р.К. может пересилить воздействие скоростного напора и суммарное осевое усилие будет направлено от турбин.

ПОМПАЖ НАГНЕТАТЕЛЯ.

Представляет собой автоколебания потока газа в проточной части, которые вызываются периодическими срывами потока с рабочих лопаток на нерасчётных режимах или из за снижения расхода газа.

Процессы протекающие в проточной части.

Если при работе нагнетателя по какой либо причине произойдёт снижение расхода газа по сравнению с расчётным, то направление потока газа на Р.Л. отклоняется от безударного. В следствии этого, обтекание лопаток будет происходить с ударом по контуру и срывом потока со стенки лопатки, что приведет к образованию завихрений газа в межлопаточном канале. До определённого момента снижения расхода и увеличения степени сжатия не нарушает устойчивую работу нагнетателя, а только уменьшает его КПД за счёт увеличения трения. При достижении критической степени сжатия и расхода, срыв потока увеличивается на столько, что вихревая зона быстро расширяется и мгновенно заполняет каналы Р.К. При этом давление создаваемое нагнетателем резко уменьшается. Однако в первой момент давление в нагнетательном патрубке и трубопроводе остаётся высоким, в следствии чего часть газа с выхода сбрасывается на вход. При движении обратного потока газа, давление в выходном трубопроводе уменьшается. Уменьшается меньше той величины, которую обеспечивает в данный момент нагнетатель. Так как сопротивление на выходе нагнетателя резко уменьшается, то нагнетатель подаёт весь газ в расчётном направлении, причём расход газа резко увеличивается до нормального значения. Обтекание лопаток становится безударным, вихревые зоны вымываются из межлопаточных каналов и нагнетатель кратковременно возвращается к нормальному режиму с высокой степенью сжатия. Однако по мере увеличения давления в выходном трубопроводе, сопротивление на выходе растёт, что приводит к снижению расхода газа через нагнетатель. Когда давление на выходе газа снизится на столько, что вихрь мгновенно вновь заполняет межлопаточные каналы и цикл помпажных колебаний повторяется.

ПРИЧИНЫ:

1. Самопроизвольное закрытие кранов №1; 2; 7; 8, охранных линейных.

2. Разрыв входного коллектора.

3. Образование гидратных пробок.

4. Помпаж осевого компрессора.

5. Аварийный останов одного из т/а.

6. Неправильная загрузка т/а (с низкими оборотами).

2. Изменение режима работы г/провода, которое приводит к снижению или отбора газа и степени сжатия. Определить это можно по снижению входного и выходного давления. В данном случае возникает несоответствие между снизившейся подачей газа и не изменившимися оборотами нагнетателя. Режим работы нагнетателя становится завышенным по сравнению с новым режимом газопровода. В данном случае необходимо снизить обороты до стабилизации входного и выходного давления, наблюдая за соответствием оборотов и степенью сжатия. В момент начала помпажа, как кратковременная мера, может быть использована повышение оборотов на время открытия крана №36.

ВНЕШНИЕ ПРИЗНАКИ И ВОЗМОЖНЫЕ ПОСЛЕДСТВИЯ.

Приближение к зоне помпажа можно определить по повышенной степени сжатия до критического значения. Кроме того может наблюдаться некоторое повышение температуры газа за нагнетателем, а также изменение тона работы нагнетателя. При наступлении помпажа резко усиливается вибрация в проточной части, слышны сильные гидроудары, наблюдается резкое изменение оборотов СТ, давления газа на входе и выходе, осевых сдвигов ротора нагнетателя, перепада м/г, быстро растёт температура газа за нагнетателем.

Работа в помпажном режиме может привести к разрушению лопаток и дисков рабочих колёс, подшипников, уплотнений, зубчатой муфты, промвала, а также к разрыву трубопровода крановой обвязки. Поэтому при помпаже нагнетателя должна срабатывать автоматическая аварийная защита, а при несрабатывании защиты и невозможности вывода нагнетателя из помпажа т/а необходимо остановить от кнопки.

ВОЗМОЖНЫЕ НЕИСПРАВНОСТИ И ПРИМЕРНЫЕ МЕТОДЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ.

Неисправность.	Причина, методы их устранения.
При возникновении неисправности, проверь испр. КИП. I. ТЕМПЕРАТУРА МАСЛА.
1. Т о масла на вых. с маслоохлад. о С.	Оценить работоспособность РТП-65,при необходимости заменить.
2. Т о масла на вых. с масоохлад. > 55 о С.	а). Проверить кол-во раб. ВМНов, при необход. дополнить. б). Оценить работоспособность РТП-65, при необход. замен.
3. Превышение t о масла на выходе опор. и опорно-упорного подшипника нагнетателя.	а). Контроль Р_М в напор. кол-ре, проверить настр. КР, проверить раб-ть ГНС, контроль ∆Р на фильтрах. б). Пров. зазор ротор-уплотнение масляных колец подшипн. в). Проверить состояние колодок подшипника. г). Проверить зазор в упорном подшипнике. д). Контроль t о масла на выходе МОНов.
4.Превышение t о _М на входе в двиг., выход с МОДов.	а) Проверить работу ВМОДов (вкл. дополнительно). Проверить работу РТП-32-50. При необходимости заменить.
II. ТЕМПЕРАТУРА ВОЗДУХА.
1. t о в ОД и ОН о .	а) Проверить наличие подачи г/в в ОД и ОН.
2. t о в. в ОД >100 о С.	а) Проверить раб. ВВОДов. б) Проверить налич. горячих выбросов и разъёмов двиг. и места соед. СТ и улитки. Открыть эжекторы КЦВ.
1. Падение Р см Н.	III. ДАВЛЕНИЕ МАСЛА. а) Проверить работу ГНС. б) Проверить настройку работы КР. в) Контроль ∆Р см. фильтров. г) Проверить зазор, вал-уплотнение колец подшипника. д) Проверить величину зазора между упорным гребнем и уплотнительным кольцом. е) Герметичность м/с, отсутствие подсоса воздуха на всасе насосов, наличие дроссельных шайб на вх. в подшипники.
2.∆ Р М /_Г 2 .	а) Неисправность ПНУ, ГНУ. б) Исправность РПД-2М и настройку. в) Проверить зазор между валом ротора и кольцом со стороны камеры м/г. г) Проверить состояние резиновых уплот. колец, в случае необходимости заменить. д) Проверить ∆Р на фильтрах высокого давления.
3.∆Р на Ф_см или Ф упл.больше нормы.	а) Проверить положение вентилей. б) Перейти на резервный фильтр. в) Провести регенерацию фильтров.
4. Падение Р_м на входе в двиг. 2 .	а) Убедиться в герметичности м/с. б) Проверить положение вентилей на Ф см. двигателя. в) Контроль ∆Р_м на фильтрах.

СПЕЦТЕХНОЛОГИЯ.

НАЗНАЧЕНИЕ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ СИСТЕМЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ГАЗА.

На КС осуществляются следующие технологические процессы: приём газа, очистка газа, сжатие и охлаждение. Измерение и контроль технологических параметров. Управление режимом ГПА и г/провода.

Узел подключения. Состоит из трубной обвязки, запорной арматуры, камеры приёма и запуска поршня с соответствующей обвязкой.

СОК, ЮОК установлены на подводящем и отводящем шлейфе г/п, предназначены для отсечения и подключения КЦ. При работе КЦ – открыты.

Кран №7 установлен на входе КЦ, обеспечивает подачу газа в технологическую обвязку КЦ. При работе цеха – открыт. Закрывается для предотвращения поступления газа в обвязку цеха. Управление – автоматическое, дистанционное, местное и вручную.

Байпас крана №7 – установлен на обводной линии, при работе КЦ закрыт. Служит для заполнения обвязки КЦ газом. Имеет только ручное управление.

Дроссель за краном №7 – служит для ограничения потока газа при заполнении газом обвязки КЦ.

Установлен на выходном шлейфе КЦ. При работе открыт Закрывается для предотвращения поступления газа со стороны газопровода. Также имеет как и кран №7 четыре вида управления.

Установлен на обводной линии кр. №8, при работе цеха закрыт. Служит для заполнения цеха газом, имеет только ручное управление.

Дроссель крана №8.

Служит для ограничения потока газа при заполнении.

Обратные клапаны перед краном №8.

Краны №17, №18.

Свечные краны. Служат для стравливания газа из обвязки цеха. При работе цеха краны закрыты. Имеют также четыре способа управления.

Кран №36Д (дроссельный).

Служит для ограничения потока газа при открытия кр.№36. Создаёт необходимое сопротивление для обеспечения требуемой степени сжатия ГПА. Управление – ручное.

Служит для регулирования режима работы КЦ. При работе цеха закрыт. Управляется дистанционно с ГЩУ, с местного узла управления и вручную.

Делит г/п на высокую и низкую сторону, при работе цеха закрыт. Открывается когда КЦ не работает, для прохода газа мимо цеха. Управляется с ГЩУ дистанционно, с места, ручным насосом.

Свечные краны у кр. №20 служат для стравливания газа с м/г до и после кр. №20, а также для заполнения участка газом до и после крана.

Краны №19, 21(северный и южный охранные краны).

Устанавливаются на подводящем и отводящем уч-ке г/п. Служат для отсечения цеха с двух сторон, при работе цеха открыты, закрываются при аварийной ситуации на КЦ (разрыв обвязки цеха, отказ в закрытии кранов №7;8. Управляется дистанционно с ГЩУ, с местного узла управления, вручную.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначенные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой.

Папиллярные узоры пальцев рук - маркер спортивных способностей: дерматоглифические признаки формируются на 3-5 месяце беременности, не изменяются в течение жизни.

Читайте также: