Руководящий документ РД 39-0148139-0001-2000 Система технического обслуживания и ремонта компрессорных станций на базе технической диагностики.

СПЕЦИАЛЬНОЕ ПРОЕКТНОЕ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ БЮРО НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО МАШИНОСТРОЕНИЯ

 СПКТБ "НЕФТЕГАЗМАШ"

 СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ И РЕМОНТА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ НА БАЗЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ

 РД 39-0148139-0001-2000

СОГЛАСОВАНО

Начальник Управления по надзору в нефтяной и газовой промышленности Госгортехнадзора РФ Ю.А.Дадонов N 10-13/160 от 10.03.2000 г.

УТВЕРЖДАЮ

Директор Т.Х.Галимов

Заместитель директора Ф.А.Гирфанов

      ВВЕДЕНИЕ

Настоящий руководящий документ (РД) предназначен для проведения технического обслуживания и ремонта (ТО и Р) оборудования компрессорных станций (КС), установок осушки газа (УОГ), узла учета газа (УУГ), установок дополнительной сепарации (УДС), компрессорных станций низких ступеней (КСНС), цеха первичной подготовки нефти и производства битума (ЦППНиПБ) по наработке и техническому состоянию на базе диагностики. В РД включены основные положения системы ТО и Р, структура межремонтных циклов и продолжительность межремонтных периодов, трудоемкости и объемы работ по ТО и Р, принципы планирования и организации ТО и Р, порядок и методы диагностирования центробежных, поршневых компрессоров.

РД предназначен для инженерно-технических работников, занимающихся вопросами эксплуатации, ТО и Р оборудования КС, УОГ, УУГ, УДС, КСНС, ЦППНиПБ.

РД устанавливает основные принципы организации и планирования ТО и Р оборудования по наработке и фактическому техническому состоянию. Планирование ТО и Р осуществляется на основе оптимальных межремонтных периодов (по наработке). Фактический срок проведения ТО и Р оборудования рекомендуется устанавливать по его техническому состоянию, определенному в результате диагностирования.

Система ТО и Р оборудования на базе технической диагностики является приложением к стандарту ОАО "Сургутнефтегаз" и служит руководящим документом для предприятий ОАО "Сургутнефтегаз", занимающихся техническим обслуживанием и ремонтом оборудования КС, УОГ, УУГ, УДС, КСНС, ЦППНиПБ.

      1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Система ТО и Р оборудования представляет собой совокупность взаимосвязанных организационно-технических мероприятий, средств, документации и исполнителей, необходимых для обеспечения его эффективной работы при заданном уровне надежности. Рассматривается система ТО и Р оборудования по наработке и по техническому состоянию.

1.2 Настоящая система ТО и Р оборудования распространяется на основное оборудование КС (центробежные, поршневые компрессоры) и следующее вспомогательное оборудование: поршневые, винтовые компрессоры воздуха, винтовые компрессоры газа, насосы для подачи смазки, насосы для подачи уплотняющей смазки, гликолевые насосы, насосы антифриза, вентиляторы, секции аппаратов воздушного охлаждения (АВО), приточно-вытяжные вентиляторы, вентиляторы наддува.

1.3 Система ТО и Р оборудования определяет:

- структуру ремонтных циклов;

- периодичность технического обслуживания (ремонта);

- трудоемкость ремонта по видам оборудования;

- содержание работ при техническом обслуживании и в каждом виде ремонта;

- порядок планирования и организацию работ по ТО и Р;

- режим и порядок диагностирования;

- фактическое техническое состояние и принятие решений по ТО и Р оборудования.

1.4 Система ТО и Р оборудования предусматривает следующие виды плановых работ:

- техническое обслуживание (ТО);

- текущий ремонт (Т);

- капитальный ремонт (К).

1.5 При разработке настоящего РД использовалась нормативно-техническая документация, приведенная в приложении Г.

1.6 Применение системы ТО и Р оборудования позволит:

- снизить эксплуатационные затраты;

- увеличить межремонтный период работы;

- снизить потребность в запасных частях;

- сократить трудозатраты на ТО и Р.

      2 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ, КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ НИЗКИХ СТУПЕНЕЙ ПО НАРАБОТКЕ

2.1 Основные положения системы ТО и Р

2.1.1 Важнейшими технико-экономическими показателями системы ТО и Р являются периодичность ТО (ремонта), межремонтный период, продолжительность и структура ремонтного цикла.

2.1.2 Периодичность ТО (ремонта) - интервал времени или наработка между данным видом технического обслуживания (ремонта) и последующим таким же видом или другим большей сложности.

2.1.3 Продолжительность ремонтного цикла - наименьший повторяющийся интервал времени или наработка оборудования, в течение которых выполняются в определенной последовательности, в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, все установленные виды ремонта.

2.1.4 Структурой ремонтного цикла называется перечень видов технических воздействий (ТО, Т, К) и последовательность их выполнения в период между капитальными ремонтами или между вводом в эксплуатацию и первым капитальным ремонтом.

2.2 Структура ремонтных циклов и периодичность ТО и Р

2.2.1 В основе структуры ремонтных циклов оборудования КС лежат продолжительность ремонтного цикла и оптимальные периоды проведения ТО и Р.

2.2.2 Для КС фирмы "Крезо-Луар" (Франция) в нормальных рабочих условиях и при соблюдении инструкции по обслуживанию оборудования продолжительность ремонтного цикла центробежных компрессоров (ЦК) составит 50000 ч. Для дублированного вспомогательного оборудования длительность ремонтного цикла составит 25000 ч.

Согласно техническим условиям ТУ 26-12-138-81* на ЦК отечественных КС продолжительность ремонтного цикла для ЦК следует принять 50000 ч, а для дублированного вспомогательного оборудования - 16500 ч.

Согласно техническим условиям на ремонт компрессоров 6ГМ25-210/3-56М2, 6ГМ25-210/4-60 на поршневые компрессоры (ПК) отечественных КС, продолжительность ремонтного цикла для ПК следует принять 31500 ч.

Продолжительность ремонтного цикла для винтовых компрессоров (ВК) отечественных КСНС составит 55000 ч.

2.2.3 Для основного оборудования КС, оснащенных ЦК, осуществляется Т, К; для основного оборудования КС, оснащенных ПК, - ТО, Т, К; для вспомогательного - ТО, Т, К. В соответствии с этим для ЦК определены оптимальные периоды между текущими ремонтами, а для ПК и вспомогательного оборудования - между текущими ремонтами и техническими обслуживаниями.

2.2.4 Оптимальные периоды между ремонтами оборудования КС определены исходя из минимума суммарных удельных эксплуатационных затрат и потерь при значении функции вероятности отказа

0,50-0,55.

2.2.5 Структура ремонтных циклов, периодичность ТО (ремонтов) оборудования ОАО "Сургутнефтегаз" приведены в таблице 1. Периоды между ТО и Р, приведенные в таблице 1, скорректированы с учетом опыта эксплуатации оборудования КС.

Таблица 1 - Структура ремонтных циклов оборудования ОАО "Сургутнефтегаз"

2.3 Трудоемкость ТО и Р

2.3.1 Трудоемкость ТО и Р определяет трудозатраты на проведение технического обслуживания или ремонта данного вида оборудования.

2.3.2 Нормы трудоемкости установлены в человеко-часах и рассчитаны на полный объем технического обслуживания или ремонта для каждого вида оборудования.

2.3.3 Трудоемкость ТО и Р определена исходя из действующих норм времени на ремонт оборудования, имеющего характеристики, аналогичные характеристикам КС, УГГ, УДС, КСНС, ЦППНиПБ и скорректирована с учетом опыта эксплуатации КС.

2.3.4 Трудоемкость ТО и Р оборудования КС приведена в таблице 2.

Таблица 2 - Трудоемкость технического обслуживания и ремонта оборудования КС, УДС, УОГ, КСНС

Оборудование	Краткая техническая характеристика	Трудоемкость, чел.-ч
		технического обслуживания	текущего ремонта	капитального ремонта
Центробежные компрессоры	Производительность - 59130 м /ч,   давление начальное - 0,45 МПа (4,5 кгс/см ),   давление конечное - 11,2 МПа (112 кгс/см ),   потребляемая мощность - 9795 кВт	-	2263	2829
Поршневой компрессор	Производительность - 115 м /ч,   максимальное давление - 1,0 МПа (10 кгс/см ),   мощность двигателя - 22 кВт	20	87	200
Насос для подачи смазочного масла	Производительность - 203 м /ч,   расчетное давление - 1,05 МПа (10,5 кгс/см ),   потребляемая мощность - 70 кВт	8	30	60
Насос для подачи уплотняющей смазки	Производительность - 21,6 м /ч,   расчетное давление - 4,25 МПа (42,5 кгс/см ),   потребляемая мощность - 30 кВт	8	30	60
Насос гликолевый	Производительность - 4,1 м /ч,   давление - 11,2 МПа (112 кгс/см )	8	30	150
Вентиляторы и секции АВО	Осевые	6	150	240
Вентиляторы наддува	Центробежные	8	20	30
Винтовой газовый компрессор	Производительность - 3300 м /ч,   давление начальное - 0,078 МПа (0,8 кгс/см ),   давление конечное - 0,68 МПа (7,0 кгс/см ),   потребляемая мощность - 267 кВт	48	180	320
Поршневой компрессор	Производительность - 30000 м /ч,   давление всасывания - 0,45 МПа (4,5 кгс/см ),   давление нагнетания - 5,6 МПа (56 кгс/см )	260	2160	2520

Примечание - Нормы времени даны без учета трудоемкостей на ремонт электродвигателей.

2.4 Объемы работ по ТО и Р

2.4.1 Объем работ по ТО и видам ремонта необходимы для целей планирования, организации подготовительных работ, определения потребностей в материалах, инструментах и запасных частях и организации работы ремонтного персонала.

2.4.2 Объемы работ по ТО и видам ремонта могут уточняться главным механиком производственного подразделения в зависимости от технического состояния оборудования и накопленного на предприятии опыта.

2.4.3 Объемы работ по ТО и видам ремонта для оборудования приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Объемы работ по техническому обслуживанию и видам ремонта оборудования КС

2.5 Планирование ТО и Р

2.5.1 Планирование ТО и Р начинается с составления:

- годового план-графика ТО и Р оборудования;

- месячного план-графика-отчета ТО и Р оборудования;

- годового план-графика остановки на ремонт КС.

2.5.2 Годовой план-график ТО и Р оборудования (см. приложение А, форма 1) составляется начальником и механиком цеха (установки), согласовывается с главным механиком и утверждается главным инженером производственного подразделения - Управления внутрипромыслового сбора и использования нефтяного газа (УВСИНГ) ОАО "Сургутнефтегаз".

На основании утвержденного годового план-графика ТО и Р оборудования, начальником и механиком установки (станции) составляются месячные план-график-отчеты ТО и Р оборудования установки (станции), которые утверждаются главным механиком производственного подразделения - УВСИНГ (см. приложение А, форма 2).

Для планирования сроков ремонта КС по производственному подразделению в целом составляется годовой план-график остановки на ремонт КС управления, который утверждается главным инженером производственного подразделения - ОАО "Сургутнефтегаз" (см. приложение А, форма 3).

2.5.3 Планирование ТО и Р ведется на основе структуры ремонтного цикла с учетом технического состояния оборудования, степени его загрузки и условий эксплуатации.

2.5.4 Так как учет наработки оборудования ведется в машино-часах, наработку при составлении план-графиков пересчитывают в календарное время по формуле:

,

где

- длительность межремонтного периода, мес;

- длительность межремонтного периода, маш.-ч;

- время нахождения оборудования в техническом обслуживании, ч;

720 - переводное число календарного времени (мес) в часы при непрерывной работе оборудования (24 ч в сутки).

2.6 Организация ТО и Р

2.6.1 Организация ТО и Р предусматривает выполнение следующих функций:

- учет наличия движения оборудования;

- ведение технической документации;

- учет времени работы оборудования в целях своевременного проведения ТО и Р;

- контроль за техническим состоянием оборудования;

- проведение технического обслуживания;

- проведение ремонта;

- контроль за соблюдением требований техники безопасности;

- своевременное предоставление отчета о выполнении ремонта;

- организация сбора данных о работе оборудования.

2.6.2 ТО и Р оборудования производится в сроки, установленные план-графиками (см. приложение А, формы 1-3). Отклонения от графиков планового ТО и Р допускаются только после проверки технического состояния оборудования согласно разделам 3, 4, при этом составляется акт на изменение календарного срока ремонта технологического оборудования (см. приложение А, форма 4).

При невыработке оборудованием межремонтного срока, акт на изменение календарного срока ремонта не составляется.

2.6.3 Основным техническим документом для проведения остановочного ремонта КС является дефектная ведомость на ремонт КС (см. приложение А, форма 5). При проведении остановочного ремонта КС оформляется акт сдачи установки (станции) в ремонт (см. приложение А, форма 6) и акт сдачи установки (станции) в эксплуатацию (см. приложение А, форма 7).

2.6.4 Основным техническим документом для проведения планового ТО и текущего ремонта оборудования является дефектная ведомость на ремонт оборудования (см. приложение А, форма 8). Сдача оборудования в ТО и Р и приемка после выполнения работ оформляются актами сдачи агрегата (аппарата, машины) в ремонт (см. приложение А, форма 9) и приемки агрегата (аппарата, машины) из ремонта (см. приложение А, форма 10).

Сдача оборудования в капитальный ремонт и приемка после выполнения работ оформляются актами на сдачу оборудования в капитальный ремонт (см. приложение А, форма 11) и на приемку оборудования из капитального ремонта (см. приложение А, форма 12).

Рекомендуется составлять типовую ведомость дефектов на ТО, Т, К для каждого вида (или группу) одинакового оборудования.

2.6.5 Для выявления эксплуатационных недостатков, в целях повышения надежности и долговечности оборудования ведется журнал учета ТО и Р (см. приложение А, форма 13). В журнале указывается: номер КС, наименование оборудования, технологический номер, дата и вид ремонта или технического обслуживания, перечень выполненных работ. Журнал ведется механиком производственного подразделения.

2.6.6 Для учета времени эксплуатации и оперативного контроля за состоянием оборудования обслуживающим персоналом ведется журнал учета работы оборудования (см. приложение А, форма 14). В журнале указывается число отработанных машино-часов по видам оборудования за каждый день. Суммарное число отработанных за месяц машино-часов заносится в журнал наработки оборудования (см. приложение А, форма 15), который включает наименование оборудования, его технологический номер и число отработанных машино-часов по месяцам.

2.6.7 Приведенные в приложении А формы технической документации могут быть изменены, дополнены или переработаны для удобства пользования эксплуатационным и ремонтным персоналом производственных подразделений с учетом местных особенностей эксплуатации оборудования.

      3 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ СОСТОЯНИЮ

3.1 Основные положения

3.1.1 ТО и Р оборудования по состоянию представляет собой совокупность правил по определению порядка технического диагностирования и принятия решений о необходимости обслуживания и ремонта оборудования на основе информации о фактическом техническом состоянии.

3.1.2 Особенностью ТО и Р по состоянию является отсутствие межремонтных периодов оборудования. Решение о сроке проведения ремонта и его объеме принимается по результатам технического диагностирования.

3.1.3 Для определения технического состояния измеряются диагностические параметры, характеризующие техническое состояние, и результаты сравниваются с заданными границами области работоспособности.

3.1.4 Методами технического диагностирования являются:

- вибрационная диагностика, позволяющая оценивать техническое состояние механической части машин;

- газодинамическая диагностика, позволяющая оценивать состояние проточной части компрессора;

- диагностика состояния подшипников скольжения по анализу масла на линии слива подшипника;

- диагностика состояния подшипников скольжения по изменению температуры вкладышей и масла на линии слива подшипника.

3.1.5 Проведение вибрационной диагностики центробежных компрессорных агрегатов (ЦКА) является обязательной. Диагностирование ЦКА другими методами, а также диагностирование винтовых компрессорных агрегатов и другого оборудования любыми методами, является дополнительным и проводится в объемах и сроки по усмотрению службы главного механика или инженерно-технического работника, проводящего техническое диагностирование.

3.2 Вибродиагностирование оборудования КС

3.2.1 Основными вибродиагностическими методами, применяемыми для контроля общего технического состояния ЦК, являются:

- постоянный контроль общего уровня вибрации узлов с помощью стационарной контрольно-сигнальной виброизмерительной аппаратуры (КСВА), при этом измеряется относительное вибросмещение валов;

- периодический контроль уровня вибрации и его спектральных составляющих переносной КСВА, при этом измеряется абсолютное виброперемещение или виброскорость в каждой контролируемой точке.

3.2.2 Вспомогательное оборудование имеет резервирование (дублировано) и не является энергоемким по сравнению с ЦК, поэтому для него ТО и Р осуществлять по наработке.

При необходимости (определение объема или контроль качества ремонта, продление межремонтного периода) проводится вибрационное диагностирование винтовых компрессорных агрегатов, вспомогательного оборудования переносной КСВА.

3.2.3 В качестве переносной КСВА могут использоваться виброизмерительные или виброанализирующие приборы отечественного и зарубежного производства, соответствующие ГОСТ 25275-92*, и имеющие возможность сохранения результатов замеров в памяти.

3.2.4 Вибродиагностирование ЦКА, находящихся в эксплуатации, производится периодически согласно годовому графику один раз в месяц. Кроме того, проводится внеплановое вибродиагностирование ЦКА при пуске в эксплуатацию после произведенного ремонта, с целью определения технического состояния.

3.2.5 Периодический контроль вибрации производится в одних и тех же точках, расположенных в максимально возможной близости к подшипниковым узлам.

3.2.6 Обработка измеренных параметров производится с использованием программного обеспечения виброанализирующей аппаратуры, персонального компьютера.

3.2.7 По результатам анализа вибрационных параметров лицо, производившее диагностирование, составляет карту вибрации агрегата, в которой указывается местонахождение обследуемого оборудования, его заводской номер, схема расположения точек замера, тип и заводской номер виброизмерительного прибора, значения измеренного общего уровня вибрации в каждой точке; дается оценка вибрационного состояния агрегата, указываются причины повышенной вибрации, рекомендации по их устранению. В карту вибрации может заноситься также дополнительная информация (замечания, выявленные при визуальном осмотре, показания штатной КСВА и др.).

3.2.8 Копия карты вибрации выдается механику установки. Механик установки принимает меры по устранению указанных в карте причин повышенной вибрации (планирует сроки и объем ремонта или технического обслуживания, согласовывает их со службой главного механика).

3.3 Оценка вибрационного состояния

3.3.1 Оценка вибрационного состояния машины определяется наихудшей качественной оценкой одного из ее узлов.

3.3.2 Принятые допустимые уровни вибрации находятся в соответствии с рекомендациями международной организации по стандартизации ISO2372, ISO3945.

Применяются следующие уровни и качественные оценки вибрационного состояния машин:

- ХОРОШЕЕ - характеризует работу машины в полном соответствии с ТУ;

- УДОВЛЕТВОРИТЕЛЬНОЕ - эксплуатация машины характеризуется минимальной вероятностью появления дефектов.

Машины, принимающиеся из монтажа или ремонта, должны иметь уровень вибрации, не превышающий границы области "удовлетворительно".

- ТРЕБУЕТ ВНИМАНИЯ - при эксплуатации машины возможно появление или развитие дефекта;

- ТРЕБУЕТ УЛУЧШЕНИЯ - эксплуатация машины допускается, но характеризуется повышенной вероятностью появления дефектов.

Для машин, эксплуатирующихся с такой интенсивностью вибрации, должны предусматриваться меры по устранению причин повышенной вибрации.

- НЕДОПУСТИМОЕ - характеризует предаварийное состояние машины, необходимо проведение ремонтных работ.

Уровни

,

, и

регламентируются; уровни

и

принимаются на основе анализа совокупных данных измеренных параметров на машине в целом.

3.3.3 Уровни вибрации и единицы измерения стационарной КСВА устанавливаются в соответствии с рекомендациями изготовителя. В случае ложного срабатывания стационарной КСВА (дефект датчика или вторичного прибора) допускается эксплуатация машины на основании результатов контроля переносной КСВА, при этом производится более частый периодический контроль машины переносной КСВА и принимаются меры по устранению дефекта стационарной КСВА.

3.3.4 В таблице 4 приведены уровни вибрации центробежных и винтовых компрессоров при контроле переносной КСВА.

Таблица 4 - Уровни вибрации компрессорных агрегатов

1. Компрессорные агрегаты "Creusot-Louire" (Франция)     1.1. Электродвигатель SAT 91,2-153.5-u
N п/п	Наименование параметра	Полоса частот, Гц	Уровень вибрации, пик-пик, мкм
1	Общий уровень	5...1000	51	73		125
2	Субгармоники	5...20	13	21		36,4
3	1х об/мин	20...30	32	50		70
4	2х об/мин	30...60	5,2	8,1		16,2
5	3х об/мин	60...90	1,9	3,7		7,6
6	4-6х об/мин	90...170	0,7	2,5		4,3
7	высшие и умноженные частоты	170...1000	0,3	0,5		0,8
1.2. Мультипликатор MTRE 82 S (тихоходный вал)
N п/п	Наименование параметра	Полоса частот, Гц	Среднеквадратичный уровень вибрации, мм/с
1	Общий уровень	5...1000	3,1	4,8		7,8
2	Субгармоники	5...20	0,9	2,5		4,4
3	1х об/мин	20...30	2,7	4,0		7,1
4	2х об/мин	30...60	1,5	2,5		4,5
5	3х об/мин	60...90	0,7	1,5		2,1
6	4-6х об/мин	90...170	0,7	1,5		2,1
7	высшие и умноженные частоты	170...1000	1,0	2,0		2,9
2.3.* Мультипликатор (быстроходный вал), КНД, КВД
N п/п	Наименование параметра	Полоса частот, Гц	Среднеквадратичный уровень вибрации, мм/с
1	Общий уровень	5...5000	1,8	3,6		6,0
2	Субгармоники	5…130	1,6	3,0		5,0
3	1х об/мин	130…250	1,7	3,3		5,5
4	2х об/мин	250…400	1,3	2,4		3,9
5	3х об/мин	400...600	0,8	1,4		2,9
6	4-6х об/мин	600...1200	0,6	1,0		2,6
7	высшие и умноженные частоты	1200...5000	0,6	1,1		2,6
3. Компрессорные агрегаты ТКА-Ц 16/120     3.1. Мультипликатор (тихоходный вал)
N п/п	Наименование параметра	Полоса частот, Гц	Среднеквадратичный уровень вибрации, мм/с
1	Общий уровень	5...5000	3,8	5,5		9,8
2	Субгармоники	5...30	0,9	2,5		4,4
3	1х об/мин	30...67	3,3	4,5		8,5
4	2х об/мин	250...400	1,9	3,2		4,9
5	3х об/мин	400...600	0,9	1,7		2,3
6	4-6х об/мин	600...1200	0,9	1,7		2,3
7	высшие и умноженные частоты	1200...5000	1,0	2,0		2,9
3.2. Мультипликатор (быстроходный вал), КНД, КВД
N п/п	Наименование параметра	Полоса частот, Гц	Среднеквадратичный уровень вибрации, мм/с
1	Общий уровень	5...5000	4,0	5,2		10,2
2	Субгармоники	5...130	2,5	4,3		6,3
3	1х об/мин	130...250	3,0	4,5		8,5
4	2х об/мин	250...400	1,2	2,2		3,6
5	3х об/мин	400...600	1,3	2,7		4,5
6	4-6х об/мин	600...1200	1,3	2,7		4,5
7	высшие и умноженные частоты	1200...5000	0,9	1,8		3,6
4. Винтовые компрессоры     Электродвигатель, компрессор
N п/п	Наименование параметра	Полоса частот, Гц (порядки)	Среднеквадратичный уровень вибрации, мм/с
1	Общий уровень	10 Гц - 40х об/мин	7,5	10,5			13,9
2	Субгармоники и 1х об/мин	0-1,5х об/мин	7,2	9,0			12,7
3	2х об/мин	1,5-2,5х об/мин	5,1	7,3			8,9
4	3-4х об/мин	2,5-4,5х об/мин	5,1	7,3			8,9
5	5-10х об/мин	4,5-10,5х об/мин	5,1	7,3			8,9
6	высшие и умноженные частоты	10,5-40х об/мин   1 кГц - 20 кГц	1,5	2,2			4,1

3.3.5 Уровни вибрации для вспомогательного оборудования:

а) центробежные насосы - значения среднеквадратичных скоростей следующие:

4,6 мм/с - уровень

;

7,1 мм/с - уровень

(предотказовое значение

);

11,2 мм/с - уровень

(предельное значение

).

Значения размаха абсолютного вибросмещения

, соответствующие уровням виброскорости

,

,

, в зависимости от частоты вращения

даны на рисунке 1;

б) вентиляторы АВО, приточно-вытяжные, вентиляторы наддува электродвигателя - уровни вибрации для вентиляторов, работающих с разными частотами вращения, приведены в таблице 5;

в) поршневые компрессоры и плунжерные насосы - контроль осуществляется по среднеквадратичной виброскорости

и размаху виброперемещения

, приведенным в таблице 6.

Рисунок 1 - Рекомендуемые уровни значений абсолютного виброперемещения для центробежных насосов

Таблица 5 - Уровни вибрации для вентиляторов

Уровень	Частота вращения, об/мин
	3000		1500		750		600 и меньше
	, мм/с	, мкм	, мм/с	, мкм	, мм/с	, мкм	, мм/с	, мкм
	4,6	18,0	4,6	35,0	4,6	80,0	2,8	100,0
	7,1	30,0	7,1	60,0	7,1	120,0	4,6	150,0
	11,2	50,0	11,2	100,0	11,2	180,0	7,1	250,0

Таблица 6 - Уровни вибрации для поршневых компрессоров и плунжерных насосов

Уровень	Число рабочих ходов поршня, мин
	более 2000		1000-2000		500-1000		менее 500
	, мм/с	, мкм	, мм/с	, мкм	, мм/с	, мкм	, мм/с	, мкм
	4,6	20	4,6	25	4,6	35	4,6	80
	7,1	35	7,1	45	7,1	60	7,1	120
	11,2	60	11,2	80	11,2	100	11,2	180

3.4 Расчет политропного КПД и расхода газа для ЦК

3.4.1 Снижение политропного КПД в процессе эксплуатации происходит вследствие нагарообразования в проточной части ЦК, износа лабиринтных уплотнений и увеличения в них зазоров, потери свойств резиновых кольцевых уплотнений.

3.4.2 Политропные КПД для ЦК низкого (

) и высокого (

) давлений определяются раздельно по формуле (здесь и далее формулу с индексом 1, 2 следует рассматривать как две одинаковые формулы с индексами 1 и 2)

,                                 (2)*

где

- показатель адиабаты;

,

- начальные и конечные давления газа, МПа;

,

- начальные и конечные температуры газа,

°

С.

Показатель адиабаты рассчитывается по формуле

,                                                          (3)

где

- удельная теплоемкость

-х составляющих компонент перекачиваемого газа, Дж/(кг·К);

- объемная доля

-го компонента смеси газа;

- газовая постоянная

-го компонента смеси газа, Дж/(кг·К).

3.4.3 Массовый расход газа

в килограммах в час при отсутствии расходомера на компрессорной линии определяется по методу энергобаланса по формуле

,                                   (4)

где

- мощность электродвигателя, идущая на сжатие газа, Вт;

- коэффициент, учитывающий отдачу тепла газом через стенки ЦК, принимается равным 0,02;

- удельная теплоемкость газовой смеси, Дж/(кг·К).

3.4.4 Выражение для удельной теплоемкости смеси газов имеет вид

.                                                                 (5)

3.4.5 Объемный расход газа (

) в кубических метрах в час, приведенный к нормальным условиям, рассчитывается по формуле

,                                                                   (6)

где

- плотность газовой смеси при нормальных условиях (при 0

°

С и давлении 0,1 МПа), кг/м

, определяется по формуле

,                                                                         (7)

где

- плотность компонентов газовой смеси при нормальных условиях, кг/м

.

3.4.6 Суммарная мощность электродвигателя (

) в ваттах рассчитывается по формуле

,                                                          (8)

где

- напряжение на вводе электродвигателя, В;

- сила тока, потребляемая элетродвигателем, А;

- отношение активной мощности к полной.

Суммарная мощность на валах роторов компрессоров низкого и высокого давлений (

)

,                                                                  (9)

где

- КПД электродвигателя,

0,975.

Мощность, идущая на сжатие газа в компрессорах низкого и высокого давлений

,                                                                               (10)

где

- механический КПД,

0,95.

Значение мощности

подставляется в формулу (4).

3.4.7 Суммарная мощность электродвигателя

может определяться по ваттметру.

3.4.8 Исходные данные, необходимые для расчетов по формулам (2-10), оформляются в виде таблиц Б1, Б2, Б3, приведенных в приложении Б.

3.4.9 Измерения технологических и энергетических параметров проводятся с помощью штатных контрольно-измерительных приборов (КИП). Приборы должны быть поверены.

3.4.10 Анализ состава компримируемого газа производится химической лабораторией по стандартной методике.

3.5 Диагностирование состояния ЦК по значениям политропного КПД и расхода газа

3.5.1 Технологические режимы перекачки на газлифтных КС изменяются во времени

случайно и по значениям КПД

техническое состояние ЦК определить невозможно.

Для целей диагностирования в данном случае следует использовать газодинамические характеристики ЦК. Однако паспортные газодинамические характеристики ЦК газлифтных КС отсутствуют.

3.5.2 Состояние проточной части ЦК будет контролироваться путем расчета и графического построения отрезка газодинамической характеристики

для ЦК, вышедшего из ремонта, и последующего периодического определения текущих значений

.

3.5.3 Порядок диагностирования ЦК по значениям

следующий:

а) после ремонта ЦК, не позднее первого месяца эксплуатации, определяются исходные данные для расчета газодинамической характеристики

ЦК низкого и высокого давлений. Для этого производятся экспериментальные измерения расхода газа

на компрессорной линии при изменении давления газа на входе в КС с помощью шарового крана. Всего необходимо иметь как минимум три значения расхода

на интервале

10-15 тыс. м

/ч для одной компрессорной линии. Границы интервала располагаются с одной стороны на достаточном удалении от режима помпажа, с другой стороны - должна, по возможности, приближаться к максимальной производительности компрессорной линии.

За первое значение

принимается текущий расход газа, последующие значения

должны отличаться от предыдущих на 5-7 тыс. м

/ч.

При каждом значении

, после стабилизации работы компрессорных линий в течение 15-30 мин, производятся измерения технологических режимов по штатным КИП, находящимся в зале управления и помещении компрессоров.

Результаты измерений заносятся в таблицы Б.1, Б.2, Б.3 (см. приложение Б).

Обычно продолжительность всех измерений для трех точек расхода газа

не превышает 1-2 ч. После окончания измерений следует возвратить расход газа на КС на первоначальное значение.

Для получения более точных результатов последующего расчета разница во времени между измерениями технологических, энергетических режимов и отбором проб для анализа газа не должна превышать одних суток;

б) производятся расчеты

и

по формулам (2-10);

в) полученные экспериментальные точки характеристики

изображаются в виде графика;

г) через 1500-2000 ч (2-3 месяца) работы ЦК проводятся работы, указанные в перечислениях а) и б). Новые экспериментальные точки изображаются на том же графике, что и предыдущие;

д) по графикам контролируется уменьшение величины КПД

, которое со временем будет происходить в связи с ухудшением состояния проточной части ЦК; здесь

,

- начальное (после ремонта) и текущее значение КПД;

е) величина уменьшения КПД

сравнивается с допускаемой

и делается вывод о продолжении эксплуатации, если

. Значение

0,08-0,10;

ж) в конце межремонтного периода работы ЦК периодичность диагностирования следует уменьшить до 720 ч (1 месяца).

3.6 Пример диагностирования состояния ЦК по политропному КПД

3.6.1 Диагностирование по политропному КПД производится для ЦК на линии К-100 КС-41 ОАО "Сургутнефтегаз". Первая серия замеров технологических режимов была осуществлена в апреле, вторая - в июле (см. приложение В, таблицы В.1, В.2, В.3).

3.6.2 Результаты расчета даны в таблице В.4 приложения В.

3.6.3 На рисунке 2 показано сравнение полученных экспериментальных газодинамических характеристик

. По истечении периода диагностирования, равного в данном случае 2-3 месяца, произошло увеличение политропного КПД в среднем на 5%. Рассматриваемые компрессоры стали работать более эффективно и в ремонте не нуждаются.

- для центробежных компрессоров низкого давления;

- для центробежных компрессоров высокого давления

Рисунок 2 - Изменения политропного коэффициента полезного действия центробежных компрессоров на КС-41 К-100 ОАО "Сургутнефтегаз"

Увеличение КПД произошло за счет увеличения температуры газа на входе в КС в летний период. Температура газа, равная в апреле 10 °С, повысилась до 32 °С и приблизилась к температуре в гарантированной точке, равной, по данным завода-изготовителя, 35 °С. Некоторое небольшое ухудшение состояния проточной части компрессоров за диагностический период перекрылось увеличением эффективности работы за счет приближения параметров перекачки газа к оптимальным.

3.7 Трибодиагностика узлов центробежных компрессорных агрегатов

3.7.1 Трибодиагностика - одно из направлений технической диагностики, в основу которого положен анализ частиц износа и внешних загрязнений в периодически отбираемых из системы смазки центробежных компрессорных агрегатов проб масла, а также оценка технического состояния самого масла в процессе эксплуатации.

3.7.2 Во время работы компрессора отдельные его узлы могут испытывать экстремальные нагрузки и воздействия, что является главной предпосылкой выхода из строя агрегата. Из всего многообразия таких воздействий можно выделить следующие наиболее существенные:

- загрязнение масла абразивными частицами и водой;

- смена режимов смазки при пусках и остановках;

- недостаточная подача масла;

- усталостное разрушение узлов трения;

- коррозионный износ узлов трения вследствие окисления, термодеструкции или аэрации масла;

- повышенная вибрация;

- осевой сдвиг ротора.

Большая часть приведенных выше воздействий приводит к преждевременному износу узлов трения - подшипников и редукторов, что предопределяет необходимость внедрения системы трибодиагностики, направленной на повышение долговечности, прежде всего, подшипников и редукторов компрессоров.

3.7.3 Изнашивание - это процесс разрушения сопряженных поверхностей, поэтому он сопровождается отделением частиц материала деталей, которые попадают в систему смазки компрессора и циркулируют вместе с маслом, частично осаждаясь на маслофильтрах. Следовательно, по частицам износа можно характеризировать работу узлов трения.

В зависимости от концентрации, размеров и материала частиц износа определяется, какие пары трения и в какой степени подвержены износу.

3.7.4 Отбор проб производится из системы смазки работающего агрегата одним и тем же способом из одного и того же места. В качестве мест отбора проб выбираются линии слива каждого отдельного узла трения и общий маслобак, при этом проба из маслобака является контрольным образцом для проб каждых узлов.

Анализ масла производится с помощью анализатора масел и смазок CSI-5100 фирмы "CSI" (США) или другого прибора для экспресс-анализа масел. Время проведения одного анализа составляет 8 мин, при этом определяются степень химической и термической деградации масла, степень загрязнения продуктами износа, приблизительный размер частиц износа, наличие в масле посторонних примесей (вода, хладагенты, сажа). С помощью программного обеспечения производится обработка полученных результатов, их сравнение с контрольными и выдается заключение о техническом состоянии узла трения.

 4 ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ КОМПРЕССОРОВ

4.1 Основные положения

4.1.1 Для оценки общего технического состояния компрессоров рассчитываются производительность, потребляемая мощность, коэффициенты полезного действия - политропный, изотермический или механоизотермический (произведение механического и изотермического КПД). Текущее состояние ЦК сравнивается с техническим состоянием, гарантированным заводом-изготовителем, после приведения результатов измерений и расчета к условиям гарантий (нормативным параметрам газа на всасывание).

4.1.2 Для ЦК газлифтных КС заводские газодинамические характеристики отсутствуют. Поэтому текущие рабочие значения характеристик после приведения следует сравнивать с исходными, определяемыми после ремонта ЦК. Приведение осуществляется к исходным параметрам газа на всасывании.

4.1.3 Кривые исходных газодинамических характеристик строятся по трем точками на интервале расхода

10-15 тыс. м

/ч. Текущие рабочие и приведенные значения характеристик в виде точек наносятся на этот же график.

Порядок получения данных для построения исходных газодинамических характеристик показан в п.3.4.3. С интервалом 2-3 месяца строятся точки текущих рабочих и приведенных к исходным значениям характеристик. Причем, достаточно получить эти точки для одного текущего значения расхода.

4.1.4 При оценке общего технического состояния ЦК измерения режимов компримирования газа производят с помощью эксплуатационных КИП.

Формы таблиц исходных данных показаны в приложении Б.

4.2 Построение исходных газодинамических характеристик

4.2.1 После ремонта ЦК, не позднее первого месяца эксплуатации, должны быть построены исходные газодинамические характеристики: степень сжатия

, мощность на валу

, механоизотермический КПД

по трем точкам. Расчеты производятся отдельно для каждого из трех значений

.

Порядок расчета показан ниже.

4.2.2 По измеренным данным, согласно разделу 3, определяются расход газа

и политропные КПД

.

4.2.3 По показаниям манометров, измеряющих давление газа на входе и выходе ЦК низкого и высокого давлений, с учетом атмосферного давления рассчитывается степень сжатия (

,

)

.                                                           (11)

4.2.4 По измеренной мощности электродвигателя

и формуле (9) определяется суммарная мощность на валу компрессоров

.

4.2.5 Рассчитывается изотермическая мощность (

) для ЦК низкого давления и (

) для ЦК высокого давления в киловаттах по формуле

,                                     (12)

где

- расход газа при рассчитываемых условиях, м

/ч.     

В формулу (12) нужно подставить расход

, соответствующий давлению на входе

и температуре

. Для этого используется уравнение состояния идеального газа

,                                                  (13)

где

,

- давление на входе при нормальных (

0,1 МПа) и рассчитываемых условиях, МПа;

,

- температура на входе при нормальных (

273 К) и рассчитываемых условиях, К;

- расход при нормальных условиях, м

/ч.

4.2.6 Определяется общий механоизотермический КПД (

)

.                                                                  (14)

4.2.7 Определяется общее для ЦК отношение давлений (

)

.                                                                            (15)

4.2.8 Строятся линии исходных газодинамических характеристик

,

,

на совмещенном графике (дается на рисунке 3 в примере расчета).

1, 2, 3 - исходные общие значения отношения давлений, механоизотермического КПД, мощности на валу компрессоров, полученные в апреле;

- рабочие точки, полученные в июле;

- рабочие точки, приведенные к исходным условиям

Рисунок 3 - Результаты графического пересчета характеристик компрессоров на КС-41 К-100 ОАО "Сургутнефтегаз"

4.3 Построение рабочих и приведенных значений характеристик

4.3.1 По истечении периода диагностирования производятся измерения исходных данных для построения рабочих и приведенных точек характеристик. Причем, для экономии времени диагностирования, достаточно получить только одну серию измерений при текущем рабочем расходе:

и эксплуатационном режиме. Определяются расход

и политропные КПД

согласно разделу 3.

4.3.2 Рабочие точки определяются по такому же порядку и формулам, что даны в пунктах 4.2.3-4.2.7, и наносятся на тот же график, который был построен по пункту 4.2.8. Рабочие точки должны попасть на интервал

изменения исходных газодинамических характеристик.

4.3.3 Приведение рабочих точек к исходным условиям осуществляется по формулам, полученным из условия газодинамического подобия. Пересчет рабочей точки компрессоров низкого и высокого давлений сводится к двум формулам

            (16)

где

,

- приведенный и рабочий расходы, м

/ч;

,

- приведенное отношение давлений для ЦК низкого и высокого давлений;

,

- исходный и рабочий молекулярный вес газа;

,

- начальные исходные и рабочие температуры газа, К;

,

- исходное и рабочее число политропы;

- рабочее отношение давлений.

4.3.4 Числа политропы

и

определяются по формуле

,                                              (17)

где

- показатель адиабаты для исходных (рабочих) условий, находится при расчете политропного КПД согласно разделу 3.

4.3.5 При расчете по формулам (16, 17) необходимо следить за правильной подстановкой данных, соответствующих рабочим и исходным условиям для ЦК низкого и высокого давлений.

4.3.6 Определяется общее для ЦК приведенное отношение давлений (

)

.                                                                (18)

4.3.7 Полученные значения

наносятся на совмещенный график.

4.3.8 Приведенная изотермическая мощность для ЦК низкого и высокого давлений рассчитывается

,                           (19)

где

- рабочий расход при рассчитываемых условиях, м

/с;

- рабочее давление на входе, МПа.

Расход

определяется ранее по формуле (13) при расчете изотермической мощности в рабочих точках.

4.3.9 Рабочий механоизотермический КПД (

на исходные условия не пересчитывается и остается неизменным. Тогда рабочая суммарная мощность на валу компрессоров при пересчете на исходные условия (приведенная

) определится

,                                                         (20)

где

- определяется ранее по формуле (14) для рабочих условий.

4.3.10 Полученные значения

наносятся на совмещенный график при соответствующем расходе.

4.4 Технико-экономический анализ состояния компрессоров по результатам расчета

4.4.1 По полученным результатам можно оценить текущее рабочее состояние компрессоров путем сравнения приведенных значений с исходными в относительных и абсолютных единицах.

Потерянное отношение давлений при одинаковой производительности (

)

.                                                           (21)

4.4.2 Потерянная производительность при одинаковом отношении давления (

)

.                                                      (22)

4.4.3 Потерянная экономичность при одинаковой производительности

.                                       (23)

4.4.4 Перерасход электрической мощности (абсолютный) при одинаковой производительности

.                                    (24)

Стоимость перерасхода электроэнергии (руб./ч) при цене 0,37 руб./(кВт·ч) будет равна

.

Если при значениях показателей, полученных по формулам (21-24), сохранится знак "минус", то это означает ухудшение показателей, если знак "плюс" - улучшение, т.е. увеличение отношений давлений, производительности, экономичности, экономию электроэнергии.

4.4.5 Значения и степень изменения полученных показателей дают общую диагностическую оценку состояния компрессоров.

Можно порекомендовать назначение ремонта ЦК, если значение хотя бы одного показателя по формулам (21-23) ухудшилось на величину, превышающую 10%, а потери от перерасхода электроэнергии становятся сопоставимыми со стоимостью ремонта ЦК.

4.5 Пример диагностирования общего состояния ЦК

4.5.1 Пример диагностирования общего состояния приводится для ЦК низкого и высокого давлений, расположенных на линии К-100 КС-41 ОАО "Сургутнефтегаз".

В качестве исходных используются те же данные, что указаны для примера в пунктах 3.5.1-3.5.3 (см. приложение В, таблицы В.1, В.2, В.3). Эти данные получены в апреле и соответствуют в настоящем примере исходному режиму. Они были измерены через 1345 ч работы ЦК после последнего текущего ремонта. Ремонт производился в январе.

4.5.2 Следующая серия измерений на КС-41 была проведена в июне (данные в настоящем РД не приводятся). Результаты расчетов по этим измерениям являются текущими рабочими и после приведения сравниваются с исходными, полученными в апреле. Наработка ЦК на линии К-100 на июль составила 3424 ч после последнего ремонта.

4.5.3 На рисунке 3 представлены результаты расчета характеристик компрессора. Ниже рассматривается расчет характеристик непосредственно по формулам (11-24).

По формулам (11, 15) получены точки для линии 1. По формуле (9) - для линии 3. Для построения точек на линии 2 по формуле (12) находятся изотермические мощности

. Например, в точке при

57454 м

/ч, получается

2886 кВт. При этом по формуле (13) определяется расход, соответствующий

0,375 МПа и

10,5

°

С,

, отсюда

12560 м

/ч.

Тогда

кВт,

где 981000 - переводит размерность МПа в Па, а 3600 - размерность м

/ч в м

/с.

Для ЦК высокого давления

2420 кВт.

Механоизотермический КПД по формуле (14)

.

Для рабочего режима значения расхода

и политропного КПД определены в пункте 3.5.1.

Точки

,

,

соответствуют рабочему режиму. Точки

,

,

получаются по формуле (9).

Для определения рабочих точек

,

,

сначала находятся значения

по формуле (12) и (13), а потом по формуле (14) рассчитывается механоизотермический КПД. Эти точки располагаются выше исходной линии 2.

Теперь рабочие точки

,

должны быть приведены к исходным условиям. При этом механоизотермические КПД (точки

) сохраняются неизменными (не приводятся).

Для приведения точки

по формулам (16) и (17) получим

;   

;

;

;   

;   

.

Общее приведенное отношение давлений (точка

) определится по формуле (18)

.

Для приведения точек

по формуле (19) определяется

. Для приведения точки

получим

кВт,

где расход

13440 м

/ч при давлении

0,4 МПа находился по формуле (13) ранее при расчете

.

Для ЦК высокого давления

2800 кВт.

Так как механоизотермический КПД при пересчете на исходные условия остается неизменным, то по формуле (20) найдем суммарную приведенную мощность на валу компрессоров (точка

).

кВт.

Таким образом, получены линии 1, 2, в и точки

,

,

,

,

представленные на рисунке 3.

При практических расчетах в производственных условиях для уменьшения затрат времени следует строить рабочие и приведенные точки лишь для одного значения расхода газа

.

Далее проводится технико-экономическое сравнение рабочего состояния компрессоров с исходным. Например, в точке под номером 3 при

54342 м

/ч по формуле (21) имеем

или

.

По формуле (22)

или

.

По формуле (23)

или

.

По формуле (24)

кВт или

кВт.

Знак "плюс" во всех результатах указывает на улучшение характеристик работы компрессоров, что объясняется приближением, в связи с летним периодом, входной температуры газа (

32

°

С) к оптимальной, которая по техническому проекту равна 35

°

С. В апреле температура газа (

11

°

С) была более удалена от оптимальной. Таким образом, ухудшение технического состояния компрессора за период диагностирования, равный двум месяцам, в меньшей степени повлияло на уменьшение эффективности работы рассматриваемых компрессоров, чем изменение входной температуры газа в сторону оптимальной на увеличение эффективности. Так, экономия электроэнергии, по сравнению с исходными условиями, составляет

руб./ч.

Рассматриваемые компрессоры в данный момент в текущем ремонте не нуждаются.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

(обязательное)

 Формы документов

Форма 1

(обязательная)

ПЛАН-ГРАФИК

планового технического обслуживания и ремонта оборудования

Форма 2

(обязательная)

ПЛАН-ГРАФИК-ОТЧЕТ

технического обслуживания и ремонта оборудования установки (станции)

на __________ месяц ____________ г.

Форма 3

(обязательная)

ПЛАН-ГРАФИК

остановки на ремонт компрессорных станций управления на _____ г.

Форма 4

(обязательная)

АКТ

на изменение календарного срока ремонта технологического оборудования

от ___________________ г.

Форма 5

(обязательная)

Форма 6

(обязательная)

АКТ

сдачи установки (станции) в ремонт

______________ г.

Форма 7

(обязательная)

АКТ

сдачи ___________ установки (станции) в эксплуатацию

________________ г.

Форма 8

(обязательная)

Инв.N ____________

Форма 9

(обязательная)

АКТ

сдачи агрегата (аппарата, машины) в ремонт

от "___" ________________ г.

Форма 10

(обязательная)

АКТ

приемки агрегата (аппарата, машины) из ремонта

от "___" _______________ г.