Вариант модернизации камер сгорания установки ГТ-750-6

P₃ =1,002 - 76 ·10^-4=0,994 атм.

Абсолютное давление за ОК, P₄, атм.

P₄ = P_а + P_4изб, (19)

P₄ = 1,002 + 3,2 = 4,202 атм.

Степень сжатия, Е_К.

Е_К = P₄ / P₃, (20)

Е_К = 4,202 / 0,994 = 4,24

Эффективная мощность на валу, N_e, кВт.

, (21)

Абсолютная температура перед ТВД, T₁, К.

T₁ = t₁ + 273, (22)

T₁ = 605 + 273 = 878 К.

Мощность на валу, N_{e пр}, кВт.

, (23)



Приведённая температура, t_{1 пр}, ^oС.

t_{1 пр} , (24)

Коэффициент технического использования, K_Ne.

K_Ne = N_etпр / 6000, (25)

K_Ne = 4983 / 6000=0,83.

Основные параметры горелок полученные, по формулам (17) - (25), сведём в таблицы 4 и 5.

Таблица 4 - Расчёт мощности ГТУ со штатными горелками

Название параметра	Расчётная формула	Режимы
		1	2	3
t3 - температура воздуха до ОК,°С	замер	-1	0	1
Т3 - абсолютная температура до ОК,°К	t3 + 273	272	273	274
Ра' - атмосферное давление, мм рт. ст.	замер	737	737	737
Ра - атмосферное давление, атм	Ра' / 735,5	1,002	1,002	1,002
t2 - температура за ТНД,°С	замер	355	360	368
Т2 - абсолютная температура,°К	t2 + 273	628	633	641
Р3 - разрежение перед ОК, мм вод. ст.	замер	76	78	80
Р3 - давление перед ОК, атм	Ра - Р3 10-4	0,994	0,993	0,991
Р4изб - давление за ОК, атм	замер	3,2	3,3	3,4
Р4 - абсолютное давление за ОК, атм	Ра + Р4изб	4,202	4,302	4,402
Ек - степень сжатия	Р4/Р3	4,24	4,33	4,45
Б - мощностной параметр	график	0,0115	0,0125	0,0135
Ne - эффективная мощность на валу, кВт		2887,6	3200	3425
t1 - температура перед ТВД,°С	номограмма	605	610	625
Т1 - абсолютная температура перед ТВД,°К	t1 + 273	878	883	898
Ne пр - мощность на валу, кВт		3812	4355	4681
t1 пр - приведённая температура, °С		718	740	746
- приведённая мощность на валу при t1=760°C, кВт	из графика	-	4983	-
KNe - коэффициент технического использования	Netпp / 6000	-	0,83	-

Таблица 5 - Расчёт мощности ГТУ с модернизированными горелками

Название параметра	Расчётная формула	Режимы
		1	2	3
t3 - температура воздуха до ОК,°С	замер	20,2	22,4	21,3
Т3 - абсолютная температура до ОК,°К	t3 + 273	293,2	295,4	294,3
Ра' - атмосферное давление, мм рт. ст.	замер	752	752	752
Ра - атмосферное давление, атм	Ра' / 735,5	1,022	1,022	1,022
t2 - температура за ТНД,°С	замер	419	415	408
Т2 - абсолютная температура,°К	t2 + 273	692	688	681
Р3 - разрежение перед ОК, мм вод. ст.	замер	115	110	105
Р3 - давление перед ОК, атм	Ра - Р3 10-4	1,033	1,033	1,032
Р4изб - давление за ОК, атм	замер	4,1	4,39	3,78
Р4 - абсолютное давление за ОК, атм	Ра + Р4изб	5,133	5,423	4,812
Ек - степень сжатия	Р4/Р3	4,97	5,25	4,66
Б - мощностной параметр	график	0,0175	0,0195	0,0145
Ne - эффективная мощность на валу, кВт		4705,5	5247	3867
t1 - температура перед ТВД,°С	номограмма	720	735	697
Т1 - абсолютная температура перед ТВД,°К	t1 + 273	993	1008	970
Ne пр - мощность на валу, кВт		4422	4799	4789
t1 пр - приведённая температура,°С		703	717	718
- приведённая мощность на валу при t1=760°C, кВт	из графика	-	5844	-
KNe - коэффициент технического использования	Netпp / 6000	-	0,97	-

2.3 Обслуживание и ремонт газотурбинной установки

Виды ремонтов

На всех компрессорных станциях (КС) действует регламент технического обслуживания, предусматривающий проведение комплекса работ по поддержанию газотурбинного газоперекачивающего агрегата (ГГПА) в рабочем состоянии в течение установленного заводом - изготовителем моторесурса.

Регламент предусматривает:

- техническое обслуживание (ТО 1-3) или находящегося в резерве (ТО 1-5) агрегата, включающие технические осмотры, проверки состояния, контроль и измерение рабочих параметров, и другие виды работ в зависимости от времени наработки;

- ревизию камеры сгорания и нагнетателя (ТО-4);

- средний и капитальный ремонт (СР и КР).

Средний ремонт (СР) - комплекс профилактических ремонтных работ на отдельных узлах ГГПА, выполняемых для восстановления эксплуатационных характеристик агрегата при падении характеристик, номинальной мощности не более 15%. СР проводят между капитальными для устранения утечек масла и газа, причин повышенной вибрации и других явно выраженных неисправностей. СР предупреждает возникновение скрытых отказов износового или усталостного характера, возникновение которых может привести к авариям.

Капитальный ремонт (КР) - комплекс ремонтных работ, заключающихся в полной разборке и дефектоскопии основного и вспомогательного оборудования, замене отработавших свой ресурс или ремонте отбракованных составных частей, в том числе и базовых, регулировке и испытании системы, выполнении работ для восстановления эксплуатационных характеристик агрегата при падении номинальной мощности более чем 25%.

При проведении ТО-4, СР и КР необходимо выполнять работы указанные в таблице 6.

В соответствии с регламентом установлены сроки проведения планово-предупредительных ремонтов (ППР).

Вывод агрегатов в СР и КР, а также в ТО-4 проводят в соответствии с планом-графиком ППР, составленным газотранспортным объединением, согласованным с ремонтным предприятием и утвержденным министерством.

Подготовка к ремонту

Качество и продолжительность ремонта во многом зависит от подготовленности к нему.

До остановки агрегата для его вывода в плановый ремонт эксплуатационный и ремонтный персонал совместно проводят обследование технического состояния агрегата и на основании его результатов, а также обнаруженных во время эксплуатации неисправностей, составляют предварительную дефектную ведомость. В программу обследования входят: осмотр агрегата и системы подготовки масла, циклового воздуха; измерение рабочих параметров ГТА; определение располагаемой мощности; удельного расхода масла; виброобследование; измерение температуры корпусов. Предварительное обследование на рабочем агрегате позволяет выявить также неисправности, обнаружить которые трудно или вообще невозможно, после остановки и вскрытия. Кроме того, результаты обследования необходимы в дальнейшем для оценки качества ремонта.

Таблица 6 - Виды работ при ремонтах

Работы	Вид ремонта
Осевой компрессор и турбина
Вскрытие, разборка, очистка и промывка деталей	CP, КР
Выявление дефектов в узлах и деталях	CP, КР
Проверка зазоров в подшипниках, уплотнениях	CP, КР
Ремонт подшипников и маслозащитных уплотнений	CP, КР
Ремонт роторов	CP, КР
Перелопачивание рабочих и направляющих лопаток	КР
Балансировка роторов	КР
Ремонт цилиндров и обойм	КР
Ремонт воздушных и газовых уплотнителей	CP, КР
Проверка системы охлаждения дисков ТВД и ТНД	CP, КР
Ремонт турбодетандера	КР
Ремонт камеры сгорания	CP, КР, ТО-4
Ремонт теплоизоляции турбины	КР
Вспомогательное оборудование
Ревизия маслобака, очистка маслопроводов	КР
Прокачка маслосистемы	CP, КР
Ревизия насосов маслосмазки	CP, КР

Следующим важным мероприятием являются определение номенклатуры деталей и узлов, требующих замены, организация их получения до начала ремонта. При этом принимают во внимание: наработку деталей, необходимость в замене неисправных деталей не замененных из-за каких-либо причин; результаты обследования. Окончательно вопрос обо всех заменах решается лишь после проведения дефектоскопии на вскрытом агрегате.

Ремонтный персонал должен просмотреть техническую документацию прошлых ремонтов, изучить документацию по намеченным к внедрению информационным письмам.

До вывода агрегата в ремонт должна быть подготовлена ремонтная документация, укомплектованы инструмент, приспособления, подготовлены рабочие места, проверено состояние подъемно-транспортных средств, выполнены мероприятия по технике безопасности. Создание нормальных условий работы, способствует повышению производительности труда, в качестве обязательных мер, включает:

- обеспечение рабочих мест освещением;

- поддержание в цеху температуры воздуха не выше 10 ^оС относительно наружной (летом);

- уровень шума не должен превышать 85 дБ.

При выводе ГТУ в ремонт эксплуатационный персонал должен выполнить следующее:

- отключить технологический, пусковой и импульсный газ;

- слить масло из маслобака;

- обесточить агрегат;

- обеспечить проведение ремонта электроэнергией, газом, водой, кислородом;

- проверить наличие запчастей и материалов;

- осуществить комплекс мероприятий, предусмотренных ПТЭ и ПТБ.

Вскрытие ремонтного агрегата проводят только после подписания акта о его сдаче в ремонт. К акту сдачи прилагается ведомость технических показателей работы ГТУ, ремонтные формуляры, предварительная ведомость дефектов, протокол-заказ согласования объемов ремонтных и наладочных работ [16].

Разборка ГТУ

К разборке приступают после охлаждения проточной части до 70 ^оС и полного слива масла из маслобака. Перед разборкой необходимо проверить наличие маркировки деталей, в особенности одинаковых по форме и размерам.

Перед отвертыванием гаек, работающих при высокой температуре, резьбу необходимо смочить керосином и выдержав не менее 30 минут, при этом слегка постукивая по ним медным инструментом.

Посадочные и рабочие поверхности деталей и узлов отверстия в трубопроводах и патрубках, сливные и дренажные отверстия в корпусах обязательно закрывать салфетками и мешковиной.

Крупногабаритные узлы в процессе разборки должны укладываться в строгом соответствии со «Схемой расположения узлов оборудования при капитальном ремонте».

При разборке турбины и компрессора сначала необходимо вынуть контрольные штифты, а затем разболтить горизонтальные и вертикальные разъемы. После этого устанавливают и хорошо закрепляют направляющие стойки, которые смазывают тонким слоем смазки и с помощью отжимных болтов равномерно на несколько миллиметров от горизонтального разъема поднимают ее. Далее снятую поднимают и медленно и плавно перемещают, без переносов и колебаний. Освободившиеся разъемы зачищают, измеряют радиальные зазоры в лопаточном аппарате, масляных, газовоздушных уплотнениях, разбеги роторов и плотность прилегания.

После снятия крышки подшипников разбирают вкладыши, очищают разъемы. Затем проверяют зазоры, натяги, плотность прилегания разъемов крышек и вкладышей. После вскрытия главного масляного насоса проверяют его состояние, замеряют зазоры в необходимых местах.

Турбодетандер и расцепное устройство разбирают в следующий последовательности:

- отсоединяют трубопроводы от корпуса, снимают торцевые крышки и проверяют разбег ротора;

- снимают верхнюю половину корпуса, проверяют плавность перемещения шестерни расцепного устройства;

- вскрывают крышку цилиндра сервомотора и замеряют зазоры в уплотнениях;

- определяют плотность прилегания разъемов угольных колец, упорного диска к баббитовой заливке

- вынимают ротор, проверяют радиальный зазор и торцевое биение полумуфт, вынимают упорные колодки, после чего ротор стропят и плавно поднимают.

Разборка масляных насосов состоит из:

- проверки маркировки крышки, съем крышки;

- измерение необходимых зазоров;

- снятие нижней уплотнительной втулки, разбор сальника верхней втулки, снятие проставок и выемка ротора;

- очистка и мойка колеса и корпуса насоса.

Разборка главного масляного насоса и пускового маслонасоса, а также аварийного маслонасоса мало отличается друг от друга. Все насосы центробежные.

Разборка камеры сгорания:

снимают и маркируют крышку КС;

снимают, маркируют и дефектуют фронтовое устройство;

осматривают смеситель, снимают и дефектуют;

осмотр и дефектовка горелок;

очистка от грязи и мастики;

осмотр огневой части КС.

После разборки составляется окончательная дефектная ведомость, которая является кратким планом ремонтных работ. В реальных условиях, при разборке ГТ-6-750, а конкретно, заднего стула, существует ряд трудностей. При проектировании здания для турбины и мостового крана не было учтено, что тележка крана не доходит до нужного места. Снятие крышки подшипника и самого подшипника затруднено, так как талевую систему приходится держать под углом двум рабочим, поднимая крышку и сам подшипник заднего стула. Это весьма не удобно и чревато травмами рабочих, нарушается техника безопасности. Подшипник же в процессе ремонта приходится снимать и устанавливать несколько раз, это производится вручную, что связано с трудностями [16].

Мойка, чистка деталей и узлов ГТУ

Мойка и очистка деталей и узлов ГТУ ведется как во время разборки, так и после ее. Все разъемы «по маслу» очищаются шабером от мастики и зачищаются наждачной бумагой до блеска. Горелки камеры сгорания очищаются от копоти и зачищаются шлиф-шкуркой. При вскрытии всаса очищают внутреннюю полость от налета и грязи шабером и керосином. Ротор ОК и лопаточный аппарат моют раствором каустической соды.

Вкладыши подшипников вынимаются из корпусов и продуваются сжатым воздухом. Затем их моют керосином и протирают насухо.

Зубчатые муфты, шестерни очищаются железной щеткой, моются керосином и протираются насухо. Вал турбодетандера и рабочее колесо очищаются от шлака, нагара и грязи и промываются керосином.

При разборке маслосистемы очищаются сжатым воздухом сетки очистки и фильтры [16].

Центровка роторов

Центровка роторов - комплекс слесарно-сборочных операций, направленных на обеспечение соосного расположения роторов при работе агрегата. Состояния центровки роторов показано на рисунке 4. Роторы могут быть расцентрованы по окружности, по торцу, одновременно по окружности и торцу.

Причины расцентровки разделяются на две группы:

- постоянно действующие: неравномерные температурные расширения фундаментов и корпусов турбины и нагнетателя; всплытия роторов на масляной пленке; неравномерный износ подшипников;

- причины случайного характера: неравномерное усилия патрубков; посадки опор; вырезки кранов, перемещение части турбины и т.д.

Для того, чтобы поставить приспособление для центровки, необходимо снять промвал. Для этого сначала снимают крышку промвала и герметическое уплотнение в разделительной диафрагме. Затем проверяют маркировку соединительных болтов с гайками, после чего их вынимают. Затем снимают промвал и укладывают его на козлы с деревянными подушками. На роторы устанавливают фальшвалы, на одном из которых закреплена центровочная скоба. В скобе закрепляются два индикатора. При центровке пользуются щупами. Поэтому в скобе ставят один индикатор, снимающий показания по радиусу и 4 шпильки для снятия размера зазора по торцу. На обоих фланцах приспособления друг против друга, через 90° наносят риски.



1 - соосное расположение роторов; 2 - ротора расцентрированы по окружности;

3 - расцентрированы по торцу; 4 - расцентрированы по окружности и торцу

Рисунок 4 - Состояние центровки роторов

В начальном положении замеряют и записывают зазоры между торцами приспособления: сверху - в_в, слева - в_л, справа - в_п, снизу - в_н и относительное смещение в верхнем положении скобы. «Левое» и «правое» положения определяют, если смотреть со стороны турбины. Поворачивая одновременно оба ротора в направлении рабочего вращения, через 90°, 180°, 270° и 360° повторяют замеры. Замер при 360° является контрольным. Результаты замеров заносятся в кружки и в таблицу. По результатам четырех измерений по торцу для каждого из 4 положений роторов подсчитывают среднее арифметическое значения.

Допускаемые отклонения по окружности составляют не более , по торцу не более (до 300 мм). Если расцентровки превышают допуски по окружности не более 0,2 мм и по торцу 0,05 мм, расцентровку устраняют смещением ротора ТНД благодаря перемещению вкладышей подшипников с контролем положения ротора по расточкам корпусов. Если расцентровки превышают допуски по окружности от 0,2 до 2 мм и по торцу до 0,2 мм расцентровку устраняют перемещением корпуса ротора ТНД в вертикальной плоскости благодаря изменению толщины подкладок под лапы и в горизонтальной - пригонкой горизонтальных и вертикальных шпонок. Если расцентровка превышает допуск по окружности более 2 мм и торцу 0,2 мм при равномерных зазорах в проточной части, расцентровку устраняют благодаря изменению положения корпуса нагнетателя [18].

Измерительные приборы

Контрольно-измерительные приборы применяются при обмерах ремонтируемого ГПА.

При ремонте используют следующие измерительные приборы:

металлические линейки, складные метры и рулетки. Применяются для грубых измерений с точностью не более путем непосредственного сравнения измерительных размеров со шкалой. Цена деления - 1 мм;

штанген-инструмент. Им измеряют наружные и внутренние диаметры, длины, толщины, глубины. Штангенциркуль ШЦ - 1 - измеряются наружные и внутренние диаметры, глубины в пределах от 0 до 125 мм. Предельные погрешности измерений (в мм) зависят от пределов измерений (в мм) и составляют 10…50 мм - 0,15; 50…80 - 0,1; 80…120 - 0,17. Штангенциркуль ШЦ - 2, измеряют наружные и внутренние диаметры и длины от 0 до 200 мм. Отсчет по нониусу - 0,05 мм. Предельные погрешности измерений: 10…50 - 0,08; 50…80 - 0,09; 80…120 - 0,16;

микрометры. Применяются для измерения наружных поверхностей. Предел измерений: 0-25; 25-50; 50-75; …; 500-600 мм. Цена деления шкалы барабана составляет 0,01 мм;

микрометрические нутромеры (штихмасс). Применяют для измерения внутренних размеров. Предельные погрешности измерений; 50…75 - 0,006; 75…175 - 0,008; 175…600 - 0,015; 600…2500 - 0,02 мм;

индикаторы часового типа. Применяются для проверки отклонений в деталях от заданной формы, размеров и взаимного расположения поверхностей. Наибольшее применение получили индикаторы с пределом измерения 0-5 и 0-10 мм. Цена деления - 0,01 мм. Индикатор устанавливается на универсальной или магнитной стойке. Придельная погрешность измерений составляет 0,012-0,014 мм;

плоскопараллельные концевые меры (плитки). Применяются для проверки градуировки измерительные средств и точных измерений при сборке (центровка роторов), а также при разметке деталей;

щупы, применяются для измерения зазоров с точностью 0,01 мм;

калибры, применяются при проверке деталей на соответствие размерам, ограниченным предельными отклонениями;

лекальные линейки и плиты, контролируют прямолинейность, плоскость, расположение поверхностей [18].

Дефектоскопия деталей и узлов

Процесс дефектоскопии деталей и узлов включает следующие этапы: подготовка рабочего места, средств измерения и материалов, очистка поверхности дефектоскопируемой детали, выявление и измерение дефектов, сравнение с допустимыми размерами дефектов, заключение о целесообразности использования и выбор способа восстановления.

Применяют следующие методы дефектоскопии:

визуально-оптический метод, заключается в осмотре, с помощью лупы многократного увеличения поверхностей деталей;

цветной метод, основан на проникающих свойствах жидкости и используется для обнаружения открытых трещин, пор, коррозионных повреждений деталей;

ультразвуковой метод основан на свойстве распространения упругих колебаний в металлах и их отражения от границы раздела двух сред (УДН-3);

токовихревой метод основан на возбуждении в поверхности детали с помощью датчика вихревого тока, сила которого различна в местах изменения сплошности или свойств металла (ВД-1);

простыми способами обнаружения дефектов, метод керосиновых проб и метод простукивания.

Лопаточный аппарат. Лопатки должны быть очищены от отложений и окалины. Радиальные зазоры между вершинами рабочих и направляющих лопаток ОК должны быть 1,2…1,4 мм: рабочих и направляющих лопаток турбины первой ступени 2,4…2,9 мм, второй ступени 3,0…3,5 мм. Лопатки, имеющие частоты собственных колебаний и геометрические размеры с отклонениями больше предельных значений, должны быть заменены. Качание конца пера лопаток турбины должно быть не менее 2 мм. При повышении твердости лопаток более 28-30 НВС, необходима термообработка.

При обнаружении наклепа на поверхности корня лопаток ОК более 50% и лопаток турбины более 30% решение о замене должно согласовываться с заводом - изготовителем. При замене лопаток их массы не должны отличаться более чем на 2,5 г. На лопатках не должно быть острых кромок, забоин и царапин. Лопатки, у которых площадь пера уменьшилась более чем на 10%, также должны быть заменены. Допускается срез угла кромки не более 10Ч10 мм.

Роторы. Дефектоскопия роторов включает:

измерение радиального биения с помощью индикатора. Для ускорения измерения желательно замеры вести по показателям нескольких индикаторов, установленных вдоль ротора на консоли, шейках, в средней части;

осмотр шеек и упорного диска ротора для обнаружения трещин и оценки шероховатости;

осмотр бочки ротора для обнаружения трещин;

измерение эллипсности и конусности шеек в трех сечениях, а также толщины упорного гребня с помощью микрометра;

измерение торцевого биения дисков.

Для этого размечают диск, на разъем корпуса устанавливают диаметрально противоположные друг другу два индикатора и, поворачивая ротор через каждые 45° проводят измерения и запись показаний. Полученные значения измерений включают биение диска и осевое перемещение ротора в пределах осевого разбега в упорном подшипнике.

Кроме того, что перечислено, дефектоскопия ротора включает: осмотр места посадки обода диска средствами «неразрушающего» контроля, оценку состояния плавких вставок, положение роторов относительно расточек под лабиринтные уплотнения с помощью борштанг (контрольного вала).

Подшипник. Дефектоскопия подшипников включает:

определение натягов между крышками подшипников и вкладышей. Для этого на разъем подшипников с каждой стороны вкладыша накладывают по две калиброванные пластины, а между крышкой и вкладышем (верхней опорой подушкой) - две свинцовые проволоки и затем равномерно обжимают крышку. Разница между средними толщинами оттисков n, измеренных микрометром, и пластин m представляет собой натяг, если n<m, или зазор, если n>m;

определение верхних масляных зазоров, которые проводят аналогичным образом, только свинцовую проволоку накладывают на шейку ротора. Боковые масляные зазоры измеряют с помощью щупа, пластины которую вводят на глубину 15-20 мм от разъема;

измерение разбега роторов индикатором. Перемещение ротора в осевом направлении между двумя кранами положениями проводят с помощью рычага, при закрытых подшипниках;

измерение толщины колодок упорных подшипников микрометром или на плитке индикатором;

оценку состояния баббитовой заливки;

определение плотности и неравномерности прилегания разъемов вкладышей и корпусов, вкладышей (опорных колодок) и расточкам корпусов подшипников, шеек и баббитовой заливке вкладышей. Плотность и равномерность прилегания устанавливают по отсутствию наклепа на поверхности (визуально), наличию зазоров (щупом), равномерности и площади прилегания (по следам натиров и краски).

Лабиринтные уплотнения. Дефектоскопия лабиринтных уплотнений включает в себя: определение радиальных зазоров с помощью свинцовых оттисков и визуальный осмотр состояния лабиринтных уплотнений.

Зубчатые соединения. Дефектоскопия зубчатых соединений включает:

определение наружных и скрытых дефектов методами «неразрушающего контроля»;

проверку маркировки элементов зубчатых соединений;

измерение осевого разбега промвала с помощью индикатора;

проверку боковых зазоров с помощью щупа при прижатых в рабочем направлении зубьях;

проверку площади и местоположения контакта зубьев по краске;

проверку толщины зубьев с помощью тангенциального зубомера, настроенного на эталонной призме;

проверку относительного положения осей колеса и шестерни; расстояние между осями и их непараллельностью определяют с помощью калибра, штихмасса или шаблона; скрещивания осей.

Турбодетандер и расцепное устройство. Проводят дефектоскопию угольных уплотнений, подшипников вала турбодетандера, подшипников расцепного устройства, муфты обгона и диска турбодетандера.

Камера сгорания. Дефектоскопия камеры сгорания включает в себя проверку фронтального смесителя, огневой части на отсутствие трещин, прогаров; проверку выработки пальцев и втулок; проверку соосности и радиальных зазоров, фронтона и смесителя.

Маслосистема. Дефектоскопия маслосистемы включает в себя: визуальный осмотр на «утечки», сеток, фильтров; определение зазоров, разбегов деталей пускового, главного и аварийного маслонасосов.

Корпуса, газоходы, опоры. Дефектоскопия включает: проверку плотности прилегания лап, зазоров между шайбами и головками дистанционных болтов, зазоров в шпоночных соединениях с помощью щупа; зазоров горизонтальных фланцев корпусов по свинцовым оттискам, выявление трещин в корпусах, осмотр состояния поверхности горизонтальных фланцев, посадочных мест; контроль холодных натягов; проверку плотности и равномерности укладки тепловой изоляции [17].

Ремонт прочих узлов и деталей, балансировка

При ремонте турбоагрегата производят ремонт цилиндров и обойм уплотнителей, вкладышей и упорных колодок подшипников, ротора, а также маслосистемы. Все работы производятся согласно «Типовым правилам ремонта» по ремонтным формулярам.

После ремонта роторов, производят их балансировку. Балансировку производят на балансировочных станциях типа 9719, в ремонтно-механических мастерских. Балансировка это процесс нахождения величины и месторасположения неуравновешенностей и установки уравновешивающих грузов [18].

3. Экономическая часть

В связи с тем, что большинство агрегатов типа ГТ-750-6 почти выработали или уже выработали свой ресурс на магистральном газопроводе, в настоящее время остро стоит вопрос об обновлении парка ГПА, т.е. внедрения ГГПА нового поколения. Однако большой парк ГТ-750-6 не может быть обновлен быстрыми темпами по финансовым причинам, связанным с внедрением ГГПА нового поколения. Вместе с тем есть возможность модернизировать узлы турбокомпрессора на КС, и тем самым довести характеристики ГГПА до требуемых величин.

Газотурбинная установка ГТ-750-6 предназначена для привода центробежного нагнетателя природного газа. Цель модернизации - улучшение технико-экономических показателей. Модернизация газотурбинной установки ГТ-750-6 осуществляется путем разработки горелки в камере сгорания. Проведем расчет экономической эффективности модернизации.

3.1 Методика расчета экономического эффекта модернизации горелки камеры сгорания

Методика расчета данного раздела принята из [29].

Капитальные вложения, К, руб., включают затраты на оборудование.

(26)

Годовые эксплуатационные затраты С, руб.:

(27)

Амортизационные отчисления, С_а, руб., рассчитываются по формуле:

; (28)

Отчисления в ремонтный фонд, С_р.ф., руб., определяются по формуле:

; (29)

Прочие затраты, С_пр, руб., принимаются 20% от суммы амортизационных отчислений:

(30)

Дополнительные капитальные вложения, ДК, руб., рассчитываются по формуле:

(31)

Прирост прибыли от внедрения модернизированного варианта, ДП, руб., определяется по формуле:

; (32)

Налог на имущество Н_и, руб., рассчитывается по формуле:

; (33)

Налог на прибыль Н_п, руб., рассчитывается по формуле:

; (34)

Прирост чистой прибыли ДП_ч, руб., рассчитывается по формуле:

(35)

Ремонт камеры сгорания входит в состав текущего ремонта, значит расчёт полезного экономического эффекта произведём по затратам на текущий ремонт.

Эксплуатационные затраты на один ремонт, З_р, руб.

З_р = З_п + С_о + С_вс+ З_т+З_кр+З_нр; (36)

Зарплата слесарей-ремонтников, З_п, руб.

(37)

Средняя стоимость основных материалов на один ремонт, С_о, руб.

(38)

Транспортные расходы, З_т, руб.,

(39)

Рентабельность, З_кр, руб.,

(40)

Накладные расходы, З_нр, руб.,

(41)

Затраты на ремонт в год, З_рг, руб.,

З_рг = З_р N_p; (42)

; (43)

Ремонтный цикл в календарном времени, Т^к_рц, мес.

(44)

Экономия затрат на ремонт в году, Э_зр, руб.

Э_зр = З_рг^Б - З_рч^М; (45)

Исходные данные для расчета полезного экономического эффекта от модернизации газотурбинной установки сведены в таблицу 7.

Таблица 7 - Исходные данные для расчета полезного экономического эффекта от модернизации газотурбинной установки ГТ-750-6

Наименование показателя	Единица измерения	Вариант исполнения
		Базовый	Модернизированный
Стоимость камеры сгорания	руб.	400000	415000
Нормативное время службы	лет	10	10
Норма отчислений на накладные расходы	%	20
Норма амортизационных отчислений	%	7
Рентабельность	%	10
Северный коэффициент	%	50
Районный коэффициент	%	30
Межремонтный период турбоагрегата по текущему ремонту	маш./час	14000	14014
Продолжительность ремонта	чел./час	249	245
Средняя тарифная ставка слесарей-ремонтников при текущем ремонте	руб./час	41
Стоимость запасных частей текущего ремонта турбоагрегата, в том числе:
- горелка центральная	руб.	14000	29000
- горелка периферийная	руб.	4000 х 6 = 24000	4000 х 6 = 24000
- запальное устройство	руб.	5000 х 2 = 10000	10000
- другие материалы	руб.	2000	2000
- итого	руб.	50000	65000
Вспомогательные материалы	руб.	25000	-
Норма отчислений на транспортные расходы	%	30
Расход топливного газа	тыс. м3/год	32587,2	32412
Транспортируемый газ:
- тариф	тыс. руб./тыс. м3/100 км	0,01567
- объем сэкономленного газа	тыс. м3/год	175,2
Стоимость реализации газа	руб./тыс. м3	1235
Себестоимость газа	руб./тыс. м3	750

3.2 Расчет экономического эффекта модернизации горелки камеры сгорания

Капитальные вложения, К, руб., включают затраты на оборудование рассчитываются по формуле (26):

Годовые эксплуатационные затраты С, руб., рассчитываются по формуле (27):

Амортизационные отчисления С_а, руб., рассчитываются по формуле (28):

Отчисления в ремонтный фонд, С_р.ф., руб., определяются по формуле (29):

Прочие затраты С_пр, руб., принимаются 20% от суммы амортизационных отчислений:

Дополнительные капитальные вложения ДК, руб., рассчитываются по формуле (31):

Прирост прибыли ДП, руб., от внедрения модернизированного варианта определяется по формуле (32):

Налог на имущество Н_и, руб., рассчитывается по формуле (33):

Налог на прибыль Н_п, руб., рассчитывается по формуле (34):

Прирост чистой прибыли ДП_ч, руб., рассчитывается по формуле:

Так как ремонт камеры сгорания входит в состав текущего ремонта, то расчёт полезного экономического эффекта произведём по затратам на текущий ремонт.

Эксплуатационные затраты на один ремонт, З_р, руб., рассчитываются по формуле (36):

Зарплата слесарей-ремонтников, З_п, руб., рассчитывается по формуле (37):

Транспортные расходы, З_т, руб., рассчитываются по формуле (39):

Коммерческая рентабельность, З_кр, руб., рассчитывается по формуле (40):

Накладные расходы, З_нр, руб., рассчитываются по формуле (41):

Затраты на ремонт в год, З_рг, руб., рассчитываются по формуле (42):

где:

Ремонтный цикл в календарном времени, Т^к_рц, мес., рассчитывается по формуле (44):

Экономия затрат на ремонт в году, Э_зр, руб., рассчитывается по формуле (45):

Результаты расчёта экономической эффективности от модернизации турбоагрегата представлены в таблице 8.

Таблица 8 - Результаты экономической эффективности от модернизации газотурбинной установки ГТ-750-6

Показатели	Единица измерения	Базовый турбоагрегат	Модернизированный	Отклонения +,-
Количество ремонтов турбоагрегата	кол/год	0,5	0,5	-
Затраты на один ремонт	руб.	149731	131503	-18228
Затраты на ремонты в год	руб.	74865,5	66251,5	-8614
Капиталовложения	руб.	400000	415000	+15000
Эксплуатационные затраты	руб.	37600	39010	+1410
- амортизационные отчисления	руб.	28000	29050	+1050
- выручка от продажи сэкономленного топливного газа	руб.	216372
- себестоимость сэкономленного топливного газа	руб.	131400
Прибыль	руб.	92176
Налог на прибыль	руб.	18369,2
Чистая прибыль	руб.	73476,8

Решая задачи конструирования или модернизации газоперерабатывающего оборудования нельзя обойтись без экономической оценки принимаемых решений.

Для определения экономической эффективности оборудования необходимо оценить его как объект производства и как объект эксплуатации.

При определении экономического эффекта в расчётах учитывались только те статьи, которые существенно изменились при модернизации турбоагрегата.

Экономия затрат на текущие ремонты турбоагрегата в год составила 8614 рублей. Рост ресурса турбоагрегата составил 14 машиночасов, что позволило сократить число ремонтов газотурбинной установки. Превышение доходов над расходами в результате модернизации составили 73476,8 рублей. Расчёты показали, модернизация газотурбинной установки ГТ-750-6 экономически выгодна для предприятий, на которых используются турбоагрегаты этого типа. Применение модернизированных камер сгорания позволяет повысить как надёжность пуска в работу турбоагрегата, так и саму работу ГТУ.

Заключение

В данном дипломном проекте рассмотрен вопрос о модернизации камеры сгорания установки ГТ-750-6 путем замены центральной горелки. Был выполнен расчет и подбор технологической оснастки для монтажных работ, помимо этого выполнен расчет экономической эффективности модернизации агрегата.

Проведенная модернизация показала, что при сравнительно низких затратах на модернизацию с заменой штатной горелки камеры сгорания установки ГТ-750-6 на модернизированную горелку можно продлить межремонтный период на 14 машиночасов.

Расчет экономической эффективности модернизации показал, что экономия затрат на текущие ремонты турбоагрегата в год составила 8614 рублей, а превышение доходов над расходами в результате модернизации составили 73476,8 рублей, что говорит об экономической эффективности модернизации.

Но следует учитывать, что эффект проведенной реконструкции ГТПА носит временный характер, поэтому нужно уже сейчас изыскивать средства и оптимальные варианты реконструкции как самих ГТПА, так и компрессорных станций на магистральном газопроводе.

В разделе «Безопасность и экологичность проекта» рассмотрены способы обеспечения безопасных условий труда рабочих при проведении модернизации камеры сгорания ГТ-750-6, а также мероприятия по охране окружающей среды.

Библиографический список

сгорание газотурбинный зажигание топливо

1 ГОСТ 12.0.003 - 74. Опасные вредные производственные факторы. Классификация. - Введ. 1976-01-01. - М.: Стандартинформ, 1976. - 25 с.

2 Трудовой Кодекс РФ от 30.12.2001 г. №197-ФЗ.

3 ГОСТ 12.1.029-80. Система стандартов безопасности труда. Классификация. - Введ. 1981-07-01. - М.: Стандартинформ, 1981. - 35 с.

4 ВРД 39-1.14-021-2001. Система управления охраной труда промышленной безопасностью. Общие требования. - Введ. 2001 - 07 - 04. - М.: Газпром, 2001. - 87 с.

5 Федеральный закон №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», принят Госдумой 20.06.97 г. (с изменениями от 10.01.2003 г., 07.08.2000 г., 22.08.04 г., 09.05.05 г.).

6 Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 11.01.2002 года №7 - ФЗ.

7 СП 105-34-96. Производство сварочных работ и контроль качества сварных соединений / РАО «Газпром». - М.: 1996. - 80 с.

8 РД 102-011-89. Охрана труда. Организационно-методические документы. - М.: ВНИИСТ, 1990. - 44 с.

9 Чернавский С.А. и др. Курсовое проектирование деталей машин, - М.: Высшая школа, 1988. - 473 с.

10 Трудовой Кодекс РФ от 30.12.2001 г. №197-ФЗ.

11 СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы. - Взамен СНиП Ш-31-78*; Срок в введ. действие с 01.01.85. - М., 1983. -19 с.

12 СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой СССР. - М: ЦИТП, 1997. - 80 с.

13 ВСН 006-89. Строительство магистральных трубопроводов. Сварка: Срок введ. в действие с 01.07.89. - М., 1989. - 120 с.

14 ГОСТ 7512-82. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод. - Взамен ГОСТ 7512-75; Введ. 20.12.82. - М.: Изд-во стандартов, 1981.-49 с.

15 ВРД 39-1.14-021-2001. Система управления охраной труда промышленной безопасностью. Общие требования [Текст]. - Введ. 2001 - 07 - 04. - М.: Газпром, 2001. - 87 с.

16 Описание и инструкция по эксплуатации ГТУ: T4-9020-20004-OR: Рук-во по экспл. - Разраб. Первый Брененский машзавод. - Брно, 1993. - 138 с.

17 Сорокин В.Г. Марочник сталей и сплавов / В.Г. Сорокин, А.В. Волосникова, С.А. Вяткин - М.: Машиностроение, 1989. - 640 с.

18 Иконникова Л.Я. Техническое нормирование. Методические указания / Л.Я. Иконникова. - УхтагУИИ, 1988. - 50 с.

19 СНиП 12.01.2004. Организация строительного производства / Минстрой России. - М: ГП ЦПП., - 1996. - 92 с.

20 СНиП 2.01.01-82. Строительная климатология и геофизика - М.: Государственный комитет СССР по делам строительства (Госстрой СССР), 1983 г. -138 с.

21 Пособие по расчету и проектированию естественного, искусственного и совмещенного освещения (к СНиП 11-4-79) / ИИИСФ. М.: Стройиздат, 1985. -384 с.

22 СНиП 3.01.01-85*. Строительные нормы и правила. - Взамен СНиП III-1-96, СН 47-74 и СН 370-78: Срок введ. в действие установлен с 01.01.86. - М., 1983. - 35 с.

23 Описание газотурбинной установки типа ГТ-750-6 А2 (Аврора): ТИ-5156-83: Рук-во по экспл., - Разраб. НЗЛ-ЦОКБТиГ. - Лен., 1983. - 256 с.

24 ВСН 008-88. Противокоррозионная и тепловая изоляция: Срок введ. в действие с 01.01.89. - М., 1990. - 46 с.

25 Белов СВ. Безопасность жизнедеятельности: Учеб. для вузов / С.В. Белов, А.В. Ильницкая, А.Ф. Козьяков и др. - М.: Высш. шк., 1999. - 448 с.

26 ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии: Срок введ. в действие с 01.07.99. - М.: Изд-во стандартов, 1998. - 47 с.

27 ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация. - М.: Издательство стандартов, 1990. - 52 с.

28 Щуровский В.А. Снижение выбросов загрязняющих веществ с отходящими газами газотурбинных ГПА / В.А. Щуровский. - М.: ВНИИ Эгазпром, - 1991. - 197 с.

29 Сычева Р.В. Оценка эффективности инвестиций в проектировании, сооружении и эксплуатации магистральных трубопроводов: Методические указания к экономической части дипломных проектов/ Р.В. Сычева, А.В. Павловская. - Ухта: УГТУ, 2006. - 54 с.

Размещено на Allbest.ru