Монтаж ГПА-25 на КС "Ямбургская"

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту

Монтаж ГПА-25 на КС «Ямбургская»

Введение

Рост добычи газа и необходимость его транспортировки по магистральным трубопроводам большой протяженности требует специальных компрессорных станций, обеспечивающих движение газового потока с определенными расходными характеристиками.

Компрессорные станции на магистральных газопроводах сооружают с целью достижения проектной или плановой производительности повышением давления транспортируемого газа, при этом осуществляют следующие основные технологические процессы: очистку газа от жидких и твердых примесей, компримирование газа, охлаждение газа.

По технологическому принципу КС делят на головные (ГКС), размещаемые обычно в непосредственной близости от месторождений газа, и на промежуточные, располагаемые по трассе газопровода.

Наличие гидравлического сопротивления в трубопроводах приводит к снижению давления и скорости, определяющих величину расхода газа из-за потерь энергии на трение. Возмещение потерь энергии производится путем использования ГПА на компрессорных станциях.

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

1. Общая характеристика объекта

1. 1 Климатология

компрессорный газоперекачивающий агрегат монтаж

Компрессорная станция расположена в заполярной части Западно-Сибирской равнины Ямало-Ненецкого автономного округа. Характерной особенностью территории является большая заозерность и заболоченность, особенно в центральной его части. Большинство озер имеют термокарстовое происхождение.

Климат определяется наличием многолетней мерзлоты, близостью холодного Карского моря, обилием заливов, рек, болот и озёр. Климат континентальный, характеризуется продолжительной и холодной зимой с сильными ветрами и метелями, коротким и прохладным летом с длинным световым днем. Широко распространена многолетняя мерзлота. Средняя температура января от — 29,5°С. Средняя температура июля от +3,6°С до +10,2°С. В южной части округа климат более континентальный; средняя температура января от -22°С до -25,6°С. Лето теплее, чем на севере; средняя температура июля +14,4°С…+15,3°С. В течение всего года велики облачность и относительная влажность воздуха. Осадки выпадают частые, но не интенсивные. Годовое количество осадков от 300 до 400 мм. Среднегодовая скорость ветра 5−7 м/с.

1.2 Описание объекта

Соединенные в определенной последовательности и по определенным правилам газоперекачивающие агрегаты (ГПА), трубопроводы, пылеуловители, аппараты воздушного охлаждения (АВО) и технологические краны различных диаметров образуют технологическую схему компрессорного цеха (КЦ).

КЦ № 6 обслуживает магистральный газопровод Ямбург — Западная граница («ПРОГРЕСС»).

Технические показатели газопровода:

диаметр газопровода на данном участке Ду, 1400 мм

рабочее давление Р 7,5 МПа

В КЦ осуществляются следующие технологические процессы:

очистка газа от механических примесей;

cжатие газа;

охлаждение газа;

измерение и контроль технологических параметров;

управление режимом газопровода;

изменение числа и режимов работы газоперекачивающего агрегата.

Газотурбинная установка ГТН-25, входящая в состав ГПА, предназначена для сжатия и транспортирования газа по магистральным газопроводам и служит приводом центробежного нагнетателя природного газа.

ГТН-25 является блочным автоматизированным агрегатом промышленного типа для бесподвальной установки на компрессорной станции. ГТУ выполнена по простому циклу, трехвальной, с прямоточным движением рабочего тела и осевым входом в компрессор. Выхлоп продуктов сгорания в зависимости от конкретных условий компоновки КС может осуществляться вверх или в сторону. Агрегат размещается в легкосборном индивидуальном здании с разделительной стенкой между помещениями ГТУ и нагнетателя.

Технические данные:

Номинальная мощность 25 Мвт

Коммерческая производительность 33,3 млн. мЗ/сут

Давление на выходе компрессора 7,5 Мпа

Степень сжатия 1,44

Политропный к.п.д. компрессора 0,86

Удельный расход топливного газа ГТУ 40 кг/кВтч

Давление топливного газа (max) 4,5 Мпа

Тип масла двигателя «Петрим»

Тип масла компрессора ТП-22С

Температурный диапазон эксплуатации −60…+45оС

Общий ресурс 100 тыс. часов

Межремонтный ресурс 20 тыс. часов

В КЦ с тремя ГПА-25 газ подается с узла подключения магистрального газопровода по подводящему трубопроводу диаметром 1400 мм в коллектор,

диаметром 1000 мм. В пылеуловителях установки газ очищается от пыли и конденсата и поступает во внутриплощадочные коллекторы. Пыль и конденсат из пылеуловителей собирают в дренажную емкость. Из двух коллекторов КЦ газ поступает в нагнетатели ГПА, где производится его компримирование до расчетного давления. Далее газ по трубопроводам поступает на установку охлаждения газа через коллектор, и, пройдя через воздушные холодильники, возвращается в магистральный газопровод.

1.3 Технологическая схема КЦ-6

Газ из магистрального газопровода Ду=1400 мм через кран поступает на узел подключения компрессорного цеха и попадает на всасывающий коллектор Ду=1000 мм блока очистки газа от механических примесей, который состоит из шести циклонных пылеуловителей (ПУ). ПУ обвязаны системой трубопроводов Ду=200 мм. После очистки от механических примесей и жидкости, газ поступает в нагнетательный коллектор ПУ Ду=1000 мм, где поток газа разделяется на две части. Часть газа идет на установку подготовки топливного и пускового газа (УПТПГ), где производится подготовка топливного, пускового и импульсного газа. Другая часть газа, пройдя через фильтры-сепараторы, поступает во всасывающий коллектор газоперекачивающих агрегатов Ду=1000 мм (технологический газ).

Из всасывающего коллектора технологический газ попадает во всасывающую линию ГПА, где производится компримирование газа до расчетного давления. После компримирования газ поступает в нагнетательный коллектор ГПА Ду=1000 мм, откуда поступает на всасывающий коллектор аппаратов воздушного охлаждения (АВО).

Из всасывающего коллектора АВО, газ подается на секции АВО, где подвергается охлаждению до заданной температуры. Далее через нагнетательный коллектор АВО выводится на коллектор узла подключения, откуда выходит в магистральный газопровод Ду=1400 мм. (Рис. 1. 1)

2. Технологическая часть

2.1 Подготовка ГПА к монтажу

Подготовка ГПА к монтажу включает несколько этапов, среди которых одним из первых является этап изучения документации. Документация, поступающая на площадку, делится условно на 3 группы.

В первую группу входит документация, выполняемая проектными институтами, генпроектировщиком и его субпроектировщиками. Она включает в себя генплан с нанесением на него всех основных объектов строительства. Технологическая часть проекта КС включает в себя: узел подключения, газопроводы от узла подключения до КС, межцеховые технологические коммуникации, обвязку ГПА и всего технологического оборудования станции, включая пылеуловители, фильтр-сепараторы, аппараты воздушного охлаждения газа и узел подготовки топливного, пускового и импульсного газа. Кроме того, в состав проекта отдельными частями обычно входят следующие разделы:

— строительный;

— управления и автоматизации КС;

— энергоснабжения, тепловодоснабжения и канализации КС;

— связи и охраны окружающей среды.

По каждому разделу, кроме чертежей, выполняется пояснительная записка, в которой даются описания основных проектных решений и ссылки на технические условия (ТУ) или СНиП, по которым эти решения принимались.

Основное описание проектного решения выполняется в общей пояснительной записке, которая увязывает все части проекта в единую технологическую цепочку.

В проектной документации имеются технологические схемы систем, деталировочные чертежи на узлы и детали, а также представляются установочные чертежи, в которых даются высотные отметки, расстояние от устанавливаемого оборудования. Кроме этого, с проектной документацией поставляется и заказная спецификация, по которой осуществляется поставка оборудования.

Во вторую группу техдокументации входят описание, чертежи и паспорта, поставляемые с оборудованием от заводов-изготовителей. В комплект заводской документации входят также отгрузочные спецификации и упаковочные листы, определяющие число отгруженных мест, их массу и место нахождения отдельных узлов и деталей. Кроме того, в состав документации входят паспорта и монтажные формуляры, необходимые для сопоставления и проверки фактических данных с данными, установленными при сборке и обкатке оборудования в условиях заводов-изготовителей. Паспорт поставляется заводом-изготовителем и является основным документом, по которому определяются все параметры работы оборудования, необходимость регистрации в органах Госгоргехнадзора, а также специфические условия монтажа, эксплуатации и ремонта.

Примерный перечень документации, необходимой при подготовке к монтажу ГПА:

— паспорта оборудования (машин, аппаратов, арматуры, КИП), входящего в комплект поставки, с результатами контрольной сборки и заводских испытаний;

— ведомости комплектации;

— технические условия или инструкции по монтажу и пуску оборудования;

— формуляры с указанием фактических сборочных зазоров, полученных на заводе-изготовителе;

— чертежи фундаментов под основное и вспомогательное оборудование;

— установочные чертежи фундаментных рам газотурбинной установки и нагнетателя;

— чертежи монтажных узлов агрегата;

— тепловая схема ГТУ;

— установочные чертежи рекуператора, КВОУ, дымовых труб, АВО масла;

— принципиальные схемы систем топливного, пускового газа, смазки, уплотнения, регулирования и защиты;

— установочные чертежи трубопроводов (технологических, топливного, пускового, импульсного газа, воздуховодов, газоходов, смазки, регулирования, уплотнения ГПА, цеховой системы регенерации масла, дренажа);

— чертежи деталей и узлов трубопроводов, спецификации на оборудование, детали и узлы трубопроводов, чертежи опор и подвесок трубопроводов;

— чертежи металлоконструкций, площадок и лестниц;

— комплект информационных писем.

Третий раздел технической документации, который поставляет монтажная организация, носит наименование — проект производства работ (ППР). В состав ППР входят технологические карты, схемы, описания, определяющие порядок и способы производства монтажных работ. Этот проект производства работ включает в себя планировку монтажных площадок, размещение на них необходимого инвентаря, подводку к ним электроэнергии, сжатого воздуха, воды. В нем также даются расчет по численности монтажников, а также потребность в материалах и инструментах.

Следующим этапом к подготовке и монтажу ГПА является оборудование самих монтажных площадок. Учитывая специфику газоперекачивающего оборудования, предмонтажную ревизию на нем, как правило, выполняют, когда агрегат уже установлен на фундамент, в связи с чем эти площадки находятся около или вокруг ГПА. Монтажные площадки оборудуют местами для приема мелкого оборудования или оборудования, которое требует ревизии перед установкой в ГПА. На этих площадках устанавливают стеллажи для мелких деталей, ставят один или два стола верстака, подставки для роторов, а также устилают ряд щитов для размещения крупногабаритных узлов и деталей. Кроме того, эти площадки обязательно включают в себя места для установки электросварочного оборудования и баллонов для газовой сварки и резки, которые снабжаются соответствующим сварочным кабелем, газосварочной аппаратурой, а также шлангами для подачи кислорода и пропана.

На полученном с завода-изготовителя оборудовании, сосудах и аппаратах указываются схемы строповки, места крепления строп, положение центра масс. Для установки в проектное положение на монтируемых узлах имеются грузозахватные устройства (рым-болты). В комплекте с оборудованием поставляются специальные траверсы и опорные устройства для монтажа, а также перевода оборудования из горизонтального положения в вертикальное.

Для приема и хранения оборудования на стройплощадке строятся складские помещения, наличие которых является третьим этапом подготовки ГПА к монтажу. Складские помещения оснащаются стеллажами, погрузочными механизмами и транспортными средствами. Порядок, условия приемки и хранения оборудования на складах должны удовлетворять требованиям заводов-изготовителей, обеспечивать сохранность оборудования и возможность передачи его в монтаж без дефектов, дополнительных работ по чистке, ревизии и ремонту.

Оборудование, предназначенное для монтажа, обычно поставляется комплектно: габаритное оборудование — в полностью собранном виде с защитным покрытием (в упаковке), негабаритное — максимально укрупненными блоками. Оборудование, поставляемое на монтажную площадку, на заводе-изготовителе подвергается контрольной обкатке, стендовым испытаниям в соответствии с техническими условиями на его изготовление и поставку. Результаты испытаний заносят в паспорта и формуляры оборудования.

Оборудование ГПА должно отгружаться с заводов-изготовителей окрашенным, законсервированным и упакованным в ящики. Для удобства транспортировки крупное оборудование упаковывается по частям. Местоположение узлов и деталей оборудования указывается в упаковочных листах. По прибытии оборудования на строительную площадку необходимо произвести наружный осмотр для проверки количества мест и состояния упаковки, а при необходимости — частично вскрыть упаковку для проверки узлов по упаковочным листам.

К производству монтажных работ разрешается приступать только при наличии правильно оформленной документации, проекта производства работ (ППР), строительной готовности объекта, комплектного оборудования, находящегося на складе, грузоподъемных устройств и механизмов.

2.2 Приемка фундамента под монтаж

Фундамент под агрегат представляет собой ответственное сооружение, от качества которого зависит нормальная, безаварийная работа газоперекачивающего агрегата. Функционально фундамент предназначен для того, чтобы принять на себя все статические и динамические нагрузки и силы реакции от газоперекачивающего агрегата во время его монтажа и работы. Размеры и конструкция фундаментов зависят не только от действующих на него сил, но и от допустимого давления на грунт, глубины промерзания грунта, конструктивных форм и особенностей рам оборудования, особенностей крепления к агрегату технологических трубопроводов и других вспомогательных систем. Подошву фундамента необходимо всегда располагать ниже линии промерзания грунта. Фундамент газоперекачивающего агрегата должен быть общим как для нагнетателя, так и для привода, и не должен жестко соединяться со стенами и фундаментами цеха (укрытия). Перед заливкой фундамента производят предварительную заливку контрольных образцов — кубиков размерами 200×200 мм. Цель этой заливки — проверить правильность подбора строительных материалов: песка, щебня, цемента, а также качественного их соотношения для обеспечения необходимой прочности. Эта предварительная заливка делается до начала размещения заказов на песок, щебень, цемент. Фундаменты сооружаются из железобетона, т. е. сочетания бетона и стальной арматуры, монолитно соединенных и работающих в конструкции как единое целое.

Используют основные виды фундаментов, наиболее часто встречающиеся на практике: монолитные и сборно-монолитные фундаменты.

Монолитные железобетонные фундаменты полностью выполняются на месте. Если фундамент заливается на месте и в его конструкции присутствуют унифицированные заводские узлы, то такой фундамент называется сборно-монолитный. При наличии слабых грунтов основание фундамента усиливают посредством свай.

Фундаменты бетонируют без перерыва, горизонтальными слоями толщиной 300−350 мм с тщательным уплотнением глубинными вибраторами. Фиксируются данные о марке цемента, качестве заполнителей (песка, щебня, гравия), качестве и температуре бетонной массы при ее укладке, дате начала и окончания укладки бетона, температуре его во время отвердения, результатах испытания образцов. Зимой фундаменты необходимо бетонировать при положительной температуре, создаваемой искусственным обогревом, сохраняя тепло в бетоне во время его отвердения. В процессе заливки фундамента также производят заливку нескольких кубиков, которые после заливки хранятся при такой же температуре, как и основной фундамент. Эти контрольные кубики необходимы для определения времени набора прочности бетоном, не менее 70% от допустимого. Заключение о достижении этой прочности после испытаний кубиков дает специальная лаборатория.

Приемку фундаментов выполняют специалисты монтажной организации совместно с представителями заказчика и строительной организации, а также завода — поставщика оборудования. Производится проверка качества бетона фундамента в отношении его монолитности и на отсутствие трещин, раковин, сколотых мест. Строительная организация при сдаче фундаментов приемочной комиссии представляет исполнительную схему фундамента с нанесенными на ней:

— проектными и фактическими размерами фундаментов;

— расположением закладных частей;

— расположением колодцев под анкерные или фундаментные болты;

— высотными отметками.

Перед приемкой фундамента в первую очередь устанавливают репер в виде шаброванной площадки размером 120×120 мм, которую располагают в непосредственной близости от периметра или закрепляют в бетоне фундамента. Репером может являться опора колонны цеха или другое металлическое тело, заделанное в фундамент. Репер является контрольной точкой для вычисления высоты применяемого фундамента, вычисления размеров осей фундамента, а также размеров до анкерных болтов и расположенных закладных.

При приемке фундаментов проверяется соответствие фундамента проекту. Оси и реперы должны быть расположены таким образом, чтобы они не были закрыты монтируемым оборудованием. Затем проверяют габаритные размеры фундамента относительно основных осей. Далее устанавливают правильность выполнения колодцев для фундаментных болтов, отвесность и привязку их к основным осям фундамента с помощью струн, отвесов и рулетки, а также чистоту и перпендикулярность мест установки анкерных плит. Проверяют соответствие высотных отметок опорных поверхностей.

Рис. 2.1 Проверка фундаментов.

1. Струны

2. Колодцы для фундаментных болтов

Для установки оборудования на поверхности фундамента используют подкладные металлические площадки. По способу их установки различают три конструкции. Наиболее распространенный способ предусматривает ее установку прямо на фундамент. Для этого на фундаментах размечают площадки для установки подкладок под опорные поверхности оборудования. Для основного оборудования (турбоблок, нагнетатель и др.) размеченные площадки 200×200 мм обрабатывают с помощью зубила и молотка таким образом, чтобы подкладки укладывалась плотно на бетон (пятно контакта не менее 70% от всей площадки), без качания, с уклоном не более 0,5 мм на 1000 мм длины во всех направлениях. Установочные подкладки должны быть чисто строганными или шлифованными, а с верхней поверхности (стороны установки клиновых прокладок или рамы) иметь обработку, соответствующую классу чистоты = 2,5 мкм. Толщина установочных подкладок должна быть не менее 20−30 мм.

Высоту отметок установочных подкладок или верхних плит-оголовков колонн фундаментов замеряют с помощью нивелира или гидростатического уровня. Результаты проверки высотных отметок учитывают при выборе толщины постоянных прокладок под фундаментные рамы оборудования.

Перед монтажом оборудования на поверхности фундамента следует сделать насечки для разрушения поверхностной бетонной пленки. Эта насечка позволит улучшить схватывание бетона фундамента и бетонной смеси подливки. После нанесения просечки поверхность фундамента необходимо продуть и промыть водой.

Приемка фундамента оформляется актом, акт подписывается строительной организацией, заказчиком, представителем завода-изготовителя ГПА.

2.3 Монтаж блока нагнетателя и турбины на фундамент

Монтажные работы блока нагнетателя и турбины выполняются специализированными монтажными организациями по специально разработанным проектам производства работ и инструкциям заводов-изготовителей или фирм поставщиков оборудования. Организация монтажных работ должна базироваться на принципах комплектно-блочного и крупноблочного монтажа на основе полной заводской готовности оборудования, изготовляемого в заводских условиях, поставке оборудования укрупненными узлами и блоками с заводов и производственных баз монтажных организаций.

Для монтажа основного тяжелого и крупногабаритного оборудования используют краны достаточной грузоподъемности.

Перед началом производства монтажных работ фундаментные стяжки (анкерные болты) и гайки необходимо очистить от масла, грязи, ржавчины; промыть в керосине, вытереть хлопчатобумажной чистой ветошью. Небольшие забоины, заусенцы заправить надфилем. Болты с глубокими поперечными рисками или подрезами, вырывами и смятиями резьбы бракуются. Проверить отсутствие заедания при наворачивании на резьбу гайки. Перед установкой рам нагнетателя, турбогруппы и другого оборудования на фундамент необходимо очистить все нижние их опорные поверхности от краски, консервации, ржавчины, удалить имеющиеся забоины пришабровкой.

При монтаже газоперекачивающего агрегата, как правило, сначала на фундаменте устанавливают нагнетатель, а затем монтируют турбогруппу и вспомогательное оборудование. Монтируемое оборудование сначала устанавливают на деревянные бруски, а затем при помощи домкратов помещают на постоянные площадки: клиновые или плоские.

В последнее время всё большее применение находят сферические площадки. Их применение резко снижает объем подготовительных работ, связанных с подготовкой площадок как клиновых, так и плоских.

Монтаж нагнетателя выполняют кранами соответствующей грузоподъемности. Корпус нагнетателя устанавливают по оси фундамента на клиновые прокладки, расположенные на закладных деталях фундамента.

Рис. 2.2 Нагнетатель на фундаменте

1. нагнетатель 2. фундамент 3. анкерная стяжка 4. Закладная плита

5. клиновые подкладки

Клиновые прокладки устанавливают по обе стороны каждого фундаментного болта согласно чертежу. Прокладки должны быть попарно и чисто обработаны, не иметь забоин и плотно прилегать одна к другой. К опорной поверхности закладной плиты (установочной подкладки) и опорной поверхности рамы нагнетателя прокладки должны прилегать не менее чем на 80% своей площади. Пригонку клиньев во время установки под агрегат проверяют щупом толщиной 0,03 мм, а плотность их посадки — ударом молотка по звуку.

Рис. 2.3. Прокладки установочные (опорные):

1 — фундамент; 2 — болт анкерный; 3 — рама ГПА; 4 — прокладки плоские; 5 — прокладки плоские сферические; 6 — клиновые прокладки; 7 — подливка бетонная

Далее, в отверстия рамы устанавливают фундаментные стяжки (анкерные болты). Анкерные болты должны занимать отвесное положение и не касаться стенок анкерных колодцев.

При установке нагнетателя проверяют горизонтальность установки корпуса в двух взаимно перпендикулярных направлениях по уровню, укладываемому на разъем корпуса подшипника. Отклонение от горизонтальности допускается не более 0,1 мм на 1 м. При предварительной установке нагнетателя проверяют нивелиром расстояние от разъема корпуса подшипника до высотной отметки, нанесенной на фундаменте; отклонение положения разъема от проектной высотной отметки не должно превышать ± 3 мм. Выверку нагнетателя проводят при помощи специальных отжимных болтов. Регулировка положения нагнетателя относительно проектной высотной отметки осуществляется подбивкой клиньев. Далее проверяют положение осей всасывающего и нагнетательного патрубков относительно осей фундамента и относительно осей фундаментов разгрузочных опор.

После выполнения указанных проверок, производится подготовка к заливке анкерных болтов, при этом обращают внимание на чистоту колодцев, а при отрицательных температурах наружного воздуха — и на обеспечение температурного режима подливки.

После предварительной установки нагнетателя приступают к монтажу турбогруппы. Монтаж турбоблока выполняется аналогично монтажу нагнетателя. Турбоблок в конечном итоге устанавливают на клинья по продольной и поперечной осям фундамента, ориентируясь на метки, нанесенные на фундаменте, после чего в колодцы закладываются анкерные болты.

После установки рамы турбоблока на клинья необходимо: проверить предварительную центровку между нагнетателем и турбиной (1-й этап); удостовериться, что расстояние от нагнетателя до турбогруппы соответствует чертежам, что обеспечит необходимый разбег промвала; убедиться, что при монтаже турбины не произошло перемещения нагнетателя и сохранены расстояния от патрубков нагнетателя до опор, а также не произошло смещения и разворота нагнетателя вокруг его оси; проверить уклоны нагнетателя и турбины.

Убедившись, что нагнетатель сохранил свое положение, необходимые подрегулировки производят корпусом турбины.

После обеспечения необходимых требований по центровке, высотным отметкам, расстоянию между оборудованием, производят заливку анкерных болтов. При наборе необходимой прочности производят предварительную затяжку анкерных болтов. В процессе затяжки анкерных болтов в обязательном порядке необходимо убедиться, что обеспечена необходимая прочность заливки, для чего необходимо установить индикатор и проверить вытяжку анкерного болта.

Выверку рамы с турбоблоком по высотным отметкам проводят при помощи домкратов и клиньев. Окончательно пространственное положение рамы в горизонтальной плоскости выверяют гидростатическим уровнем. (Замеры производят до присоединения трубопроводов к ГТУ при необтянутых фундаментных болтах). Замеры высотных отметок выполняют при помощи двух головок гидроуровня: одну устанавливают на репер, а другую — поочередно на замеряемые реперные площадки рамы. Результаты измерения сравнивают с данными заводского паспорта или формуляра. При выверке положения рамы в горизонтальной плоскости используют требование обеспечения повторяемости результатов сборки в заводских условиях и на монтаже. При этом обеспечивается в допускаемых пределах необходимое положение корпусов и уклона роторов и обеспечение зазоров в проточных частях турбогруппы в пределах, указанных в заводских формулярах. При помощи клиньев и обтяжки фундаментных болтов необходимо добиться, чтобы результаты замеров не отличались от заводских более чем на ± 0,03 мм. После проведения предварительной затяжки проводят вторично проверку центровки турбины и нагнетателя и, если они остались без изменений, проводят ещё раз выверку рамы и приступают к окончательному затягиванию фундаментных болтов, обеспечивая при этом плотность посадки в узлах — рама, клинья, закладные пластины. После окончательной затяжки фундаментных болтов и стабильности показателей гидроуровня и центровки производят прихватку клиньев между собой электросваркой с обеих сторон сварным швом длиной не менее 25 мм. При окончательной затяжке анкерных болтов положение цилиндров турбогруппы и показания гидроуровня и центровки не должны изменяться. Момент затяжки обеспечивается специальными динамометрическими ключами. Последовательность и значение момента затяжки указываются в заводских инструкциях и рабочих чертежах фундамента.

Окончательно центровку проверяют после присоединения технологических трубопроводов. Приспособление для центровки снимают только после завершения сварки замыкающих стыков.

Результаты центровки заносят в ремонтный формуляр ГПА. По окончании центровки устанавливают зубчатую муфту (промвал) между силовой турбиной и нагнетателем.

После окончания монтажа нагнетателя и турбоблока приступают к монтажу вспомогательного оборудования ГПА.

2.4 Обвязка ГПА технологическими трубопроводами

Трубопроводы, предназначенные для подачи компримированного газа на компрессорной станции, а также для обеспечения ГПА топливным и пусковым газом. Остальные трубопроводы для масла, воздуха и воды. Технологическая обвязка выполняется по рабочим чертежам.

Межцеховые трубопроводы технологической обвязки компрессорной станции следует прокладывать подземно. Положение уложенного в грунт трубопровода в техническом отношении является оптимальным, так как окружающий грунт воспринимает все нагрузки и фиксирует положение самого газопровода. Наземная прокладка используется только непосредственно в газовой обвязке нагнетателей ГПА. При наземной прокладке трубопроводов с целью уменьшения продольных перемещений трубопровода предусматривают наличие компенсаторов П-образной, Z-образной и другой формы.

Перед монтажом трубопроводов необходимо осуществить приемку и контроль качества труб и соединительных деталей (тройников, отводов, переходников, заглушек). Все трубы и узлы должны удовлетворять требованиям стандартов и иметь сертификаты качества или паспорта заводов-изготовителей. Газовая обвязка нагнетателей «гитара» также поставляется на строительную площадку компрессорной станции в виде труб, соединительных деталей и монтажных заготовок (элементов трубопроводов, блоков кранов, опор), изготовленных в заводских условиях или на специальных базах и монтажных площадках в соответствии с рабочей документацией компрессорной станции.

Узлы трубопроводов должны быть максимально комплектными и готовыми к монтажу. Внутренние полости элементов трубопровода и арматуры должны быть тщательно очищены от грязи, следов коррозии, посторонних предметов. В объем подготовительных работ входят разметка и резка труб, подготовка кромок под сварку.

До начала монтажа обвязки нагнетателей, подземные цеховые контуры (всасывающий, нагнетающий, цеховой и импульсный) должны быть сварены, заизолированы и уложены на проектные отметки. Подземные коллекторы на всем протяжении должны опираться на нетронутый или плотно утрамбованный грунт. К тройникам всасывающего, нагнетательного и пускового подземных коллекторов должны быть приварены вертикальные участки трубопроводов подключения нагнетателей ГПА. После выполнения 100%-го радиографического и дублирующего ультразвукового контроля сварных швов подземных цеховых коллекторов в соответствии с ВСН 167−84 и ВСН 2−120−80 и проверки качества изоляции этих коллекторов выполняются засыпка, в том числе подбивка пазух под коллекторами, частичная засыпка с полной трамбовкой и окончательная засыпка траншеи.

Надземная часть трубопроводов обвязки нагнетателей монтируется на опорах. Опоры технологических трубопроводов на компрессорной станции служат для восприятия нагрузок от массы обвязки, внутреннего давления, температурных деформаций газопровода. Опоры под наземными газопроводами рассчитывают на передаваемые трубопроводом вертикальные и горизонтальные усилия и изгибающие моменты. Нагрузки на опоры от воздействия ветра, изменения длины трубопроводов под влиянием внутреннего давления и изменения температуры стенок труб, определяют в зависимости от принятой системы прокладки и компенсации деформаций газопроводов. Установку, центровку и сварку трубопроводов обвязки нагнетателя до замыкающих стыков производят после монтажа упорных и скользящих опор. Расстановка и конструкция опор, а также конфигурация газовой обвязки нагнетателей — «гитары» — исключают чрезмерные нагрузки на патрубки нагнетателей ГПА. Монтируются рамы на фундаменты. На эти рамы устанавливаются опоры и блоки кранов. Все трущиеся поверхности разгрузочных опор зачищаются от ржавчины, забоин и покрываются смазкой ЦИАТИМ-221.

После монтажа цеховое оборудование подготавливают к гидроиспытаниям. Заполняют водой подземные межцеховые коллекторы, а также трубопроводы обвязки нагнетателей до замыкающих стыков. Заполнение водой трубопроводов обвязки нагнетателей производится после достижения бетоном фундамента опор прочности не менее 90% от проектной. При заливке водой трубопроводов обвязки нагнетателя контролируется величина осадки фундаментов опор. После выдержки обвязки с водой обычно 2−3 дня выполняют центровку трубопроводов при помощи разгрузочных опор, при этом проверяется наличие касания трубопроводов на все скользящие и разгрузочные опоры.

Сварку замыкающих стыков выполняют одновременно на всасывающем и нагнетательном трубопроводах при соблюдении непрерывного контроля положения корпуса нагнетателя и центровки роторов нагнетателя и силовой турбины по торцу и окружности.

Приспособление для контроля положения корпуса нагнетателя и центровки нагнетатель-турбина устанавливается в начале работ при подсоединении трубопроводов к нагнетателю и снимается только после проведения гидравлических испытаний.

В целях уменьшения тепловых деформаций трубопроводов при сварке, предотвращения появления дополнительных усилий на патрубки нагнетателя и нарушения центровки, сварку замыкающих стыков ведут обратно-ступенчатым швом в несколько слоев.

При отклонении положения корпуса нагнетателя или его центровки с турбиной более чем на ± 0,02 мм, сварку продолжают с противоположной точки окружности стыка.

Все трубопроводы независимо от способа прокладки (подземной, наземной или надземной на опорах) в процессе эксплуатации подвержены коррозионному износу от воздействия окружающей среды. Средства защиты стальных газопроводов от подземной и атмосферной коррозии предусматриваются в соответствии с требованиями ГОСТ 9. 015−74 и ГОСТ 25 812–83. Подземную часть трубопроводов защищают от коррозии применением разного рода защитных покрытий и средств электрохимической защиты (ЭХЗ). Трубопроводы при надземной прокладке защищают от атмосферной коррозии металлическими или неметаллическими защитными покрытиями. В качестве защитных покрытий трубопроводов применяют: мастики (битумные, камнеугольно-пеньковые), полимерные (из полиэтиленовых, полихлорвиниловых, полиамидных лент), покрытия на основе эпоксидных смол или лаков, силикатные, эмалевые и другие. Из битумных покрытий чаще всего используют битумно-резиновые мастики заводского изготовления. Для лучшего сцепления битумных мастик с изолируемой поверхностью трубы применяют специальную грунтовку (праймер). В последние годы разработана и внедрена также технология безпраймерной изоляции газопроводов с использованием нагрева изолируемой поверхности. Из полимерных изолирующих покрытий чаще применяют полиэтиленовые или поливинилхлоридные изоляционные ленты.

При эксплуатации оборудования компрессорной станции в связи с пульсацией потоков газа в трубопроводах, вибрацией от работающих ГПА в обвязке возникают недопустимые шумы. Длительное воздействие шума, особенно высокочастотного, вредно для здоровья обслуживающего технического персонала КС. Для снижения уровня и звукового давления до санитарных норм, надземные участки всасывающих и нагнетательных трубопроводов газовой обвязки центробежных нагнетателей, пусковых контурных и обводных линий должны изолироваться противошумной изоляцией. В основном применяют две группы акустических материалов: звукоизоляционная (изолирующая от проникновения шума) и звукопоглощающая (обладающая преимущественным свойством поглощать звук).

Рис. 2.4. Противошумная изоляция газовой обвязки нагнетателя:

1 — трубопровод; 2 — мастика; 3 — стекловолокно; 4 — звукоизолирующий мат; 5 — сетка металлическая; 6 — лист облицовочнцовочный; 7 — саморез

К первой группе относятся материалы пористо-волокнистой структуры на основе минеральной или стеклянной ваты, асбестового и другого вида волокон, пористо-зубчатой на основе пластмасс и различного вида резины.

Для гашения вибрации служат вибропоглощающие материалы, поливинилхлоридные, полиэтиленовые и резиновые материалы, битумные и полимерные пластики (каучуковые, эпоксидные и другие).

Ко второй группе (звукопоглощающих) материалов относятся минераловатные и акустические материалы на синтетическом связующем, базальтовые материалы и прочие — на беззащитной оболочке, а также с защитными оболочками минераловатные маты прошивные на металлической сетке, рулоны из штапельного стекловолокна на синтетическом связующем, а также холсты и маты из перепутанных супертонких базальтовых волокон. В качестве акустических материалов для звукоизоляции наземного газопровода обвязки ЦБН используются (в последовательности изоляции): мастика АПМ (слой 10 мм); стекловолокно Т13, затем слой мастики АПМ и снова стекловолокно Т13; базальтовые маты МБПА (60 мм); сетка рабица, стекловолокно Т13; алюминевая (0,8 мм) окожушка или окожушка из оцинкованной стали толщиной 0,5 мм. Надземные трубопроводы защищают от атмосферной коррозии лакокрасочными покрытиями.

Для уменьшения потерь теплоты и снижения уровня шума на воздуховодах и газоходах выполняется тепловая и звуковая изоляция. Изоляцию покрывают алюминиевым листом.

Рис. 2.5. Теплоизоляция трубопровода:

1 — трубопровод; 2 — материал теплоизоляционный; 3 — сетка металлическая; 4 — проволока; 5 — лист облицовочный; 6 — саморезы

2.5 Монтаж вспомогательного оборудования ГПА

После завершения сборки ГТУ и нагнетателей газоперекачивающих агрегатов приступают к монтажу вспомогательного технологического оборудования: воздухоподогревателей, дымовых труб, воздухозаборной камеры, АВО масла, маслобаков, других систем и обвязке их трубопроводами. Следует заметить, что наиболее оптимальным вариантом монтажа газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях является тот, при котором полностью собранное в заводских условиях оборудование поставляется к месту монтажа единым блоком, не требующим после установки на фундамент дальнейшей разборки и предмонтажной ревизии.

Все крупные сборочные узлы (рекуператоры, дымовые трубы, ВЗК, АВО и пр.) монтируют для каждой ГТУ на отдельных фундаментных площадках или постаментах — решетчатых металлических рамах, опирающихся на фундаментные опоры. Рамы — постаменты собирают на монтажной площадке и устанавливают краном на опоры. Рамы выверяют по осям, высоте и вертикали и закрепляют на опорах болтами.

Монтаж вспомогательного оборудования ведут в соответствии с проектом производства работ автомобильными или гусеничными кранами соответствующей грузоподъемности. Внутри цеха используют мостовой кран. Монтаж выполняют в определенной последовательности, при нарушении которой работы усложняются. Сначала монтируют всасывающий тракт с воздухозаборной камерой (ВЗК), затем воздухоподогреватели (с обвязкой по воздуху, выхлопным газам), утилизаторы и выхлопные трубы. Монтаж остального оборудования выполняют в любой последовательности.

Перед монтажом ВЗК производят поузловую сборку и установку на опорах и подвесках всасывающего воздуховода. Воздуховод соединяют с входным патрубком компрессора упругим компенсатором. Монтируют систему подогрева циклового воздуха. Монтаж воздухоочистительного устройства производится из маркированных узлов и деталей. Сборка ВЗК, монтаж конфузора, фильтров, устройств отсоса пыли, шумоглушителей, осуществляются на монтажной площадке. ВЗК в собранном виде монтируют на фундамент с помощью крана. На всасе перед осевым компрессором устанавливают защитную решетку.

Далее, до установки дымовых труб, на опоры устанавливают секции воздухоподогревателей (рекуператоров) трубчатого или пластинчатого типа. Монтаж выполняют при помощи передвижных кранов соответствующей грузоподъемности. Транспортировку, такелаж и установку воздухоподогревателей следует производить с особой осторожностью, чтобы не нарушать их герметичность. После установки рекуператоров на фундамент производят испытания их воздухом на плотность. После осмотра и очистки монтируют участки воздуховодов от рекуператоров к камере сгорания и воздуховодов — от компрессора к рекуператорам. Монтаж воздуховодов производят по частям — узлами, которые собирают на монтажной площадке. Узлы монтируют с помощью автокранов или мостовых кранов. После установки заглушек производят опрессовку трубопроводов воздухом с избыточным давлением 1,25. Перед окончательным подсоединением фланцев воздуховодов проверяют натяг, регулируют зазоры в стяжных устройствах линзовых компенсаторов, контролируют, чтобы присоединение фланцев не вызывало перекоса корпуса компрессора турбоагрегата, через специальные отверстия на корпусе осевого компрессора проверяют зазоры в проточной части. Для компенсации линейных расширений на трубопроводах ГТУ предусмотрены пружинные компенсаторы и скользящие опоры.

Монтаж газоходов между рекуператорами и выхлопными патрубками агрегата также производится узлами, собираемыми на монтажной площадке. При монтаже газовоздуховодов ГТУ регулируют натяги пружин в опорах и подвесках. Окончательную сварку стыков газоходов производят после проверки холодных натягов.

По окончании монтажа и обвязки воздухоподогревателей за ними по ходу выхлопных газов устанавливают блок секции утилизаторов для использования теплоты отходящих газов ГТУ.

Систему выхлопа продуктов сгорания замыкают дымовые трубы. Дымовые трубы поступают на монтаж в виде секций. Перед монтажом секции соединяют болтами, а изнутри места соединений дополнительно приваривают электросваркой. Подъем трубы и вывод ее в вертикальное положение осуществляют одним или двумя кранами за верхние монтажные петли. После подъема дымовую трубу выверяют по вертикали и закрепляют на фундаменте анкерными болтами.

Агрегаты маслосистемы обычно поставляются в виде отдельных блоков, собранных на заводе-изготовителе. В состав блока маслоагрегатов входят: фильтры, винтовые масляные насосы уплотнения, резервный масляный насос, регуляторы давления, запорная арматура и трубопроводы обвязки. Все агрегаты собраны на общей раме. Маслобак устанавливают мостовым краном на фундаменте с нулевой отметкой. Рядом на отдельном фундаменте устанавливают блок фильтров тонкой очистки. В непосредственной близости от нагнетателя монтируют блок системы уплотнения, в состав которого входят поплавковая камера, регулятор перепада давления и газоотделитель.

После монтажа основных узлов маслосистемы ГПА приступают к монтажу обвязки и сборке маслопроводов. При монтаже узлов маслоснабжения, а также системы регулирования и уплотнения нагнетателя особое внимание уделяют правильности сборки узлов, чистоте деталей и маслопроводов, плотности всех соединений. Трубопроводы, изготовленные заводом — поставщиком ГПА, поступают на площадку заглушенными, испытанными и очищенными. При блочной поставке ГТУ трубопроводы в пределах агрегата поступают собранными на раме и подготовленными к работе. Маслопроводы, которые устанавливают и собирают на монтажной площадке из стальных труб, предварительно очищают путем травления 25%-м раствором ортофосфорной кислоты с последующей продувкой и сушкой.

При сварке трубопроводов необходимо контролировать отсутствие перекосов и натягов у фланцев. Для исключения попадания сварного грата сварку трубопроводов лучше вести с подкладными кольцами. После сборки трубопроводы опрессовывают воздухом и маслом. Пневматические испытания преследуют цель обнаружить дефекты монтажа (недоваренные стыки, отсутствие или разрыв прокладок) и тем самым избежать разлива масла. В процессе опрессовки маслом обнаруживают мелкие дефекты (поры, трещины и пр.) Гидравлические испытания проводят нагретым до 50 °C маслом при рабочем давлении.

3. Расчётная часть

3.1 Выбор стрелового крана

Цель работы: Выбрать стреловой кран и определить продолжительность его работы на монтаже ГПА-25

he - высота монтируемого элемента, 3 м

hт - высота монтажных средств, 1,7 м

hо - высота от пяты стрелы крана до опоры монтируемого элемента

f — половина толщины стены, 0 м

B — длина агрегата, 9,7 м

О2 — расстояние по горизонтали от грани ранее установленного элемента до опасной точки «О», 1 м

О1 — превышение опасной точки «О» над шарниром, 1 м

lo — расстояние от центра тяжести устанавливаемого элемента или центра сооружения до опасной точки «О»

hш — превышение шарнира пяты стрелы над уровнем стоянки крана, 1 м.

Рис. 3.1. Схема монтажа турбоагрегата

1. Определяем рабочие параметры крана для монтажа.

Длина стрелы крана при монтаже (рис. 3. 1):

, (3. 1)

где ho — высота от пяты стрелы крана до опоры монтируемого элемента, находится так:

; (3. 2)

.

lo — расстояние от центра тяжести устанавливаемого элемента или центра сооружения до опасной точки «О», находится так:

; (3. 3)

.

Находим тангенс угла наклона стрелы крана:

; (3. 4)

Исходя из найденных значений, находится необходимая длина стрелы Lск:

,

Вылет стрелы определяется из выражения:

; (3. 5)

Требуемая высота подъема крюка крана при установки агрегата в проектное положение:

; (3. 6)

По длине стрелы Lск и необходимой грузоподъемности крана Q на заданном вылете стрелы Lвс устанавливаем, какие краны удовлетворяют данным условиям.

Определяем продолжительность монтажных работ:

смен, (3. 7)

где — общий объем монтажных работ, 11 т;

— эксплуатационная производительность крана в смену, т/смен;

— продолжительность монтажа, опробование и демонтажа, где продолжительность монтажа 2 смены. При этом продолжительность опробования крана принимаем равной 10% от продолжительности монтажа крана.

Сменная эксплуатационная производительность крана:

(3. 8)

де — грузоподъемность крана при данном вылете стрелы;

— коэффициент использования крана по грузоподъемности.

где G — вес монтируемого элемента;

— коэффициент использования крана по времени, для стреловых кранов — 0,85.

— время одного цикла, мин:

(3. 9)

где — машинное время цикла, мин;

— время, затрачиваемое на выполнение ручных операций (строповка, расстроповка, установка), мин. Продолжительность ручных операций определяется по справочникам. В среднем брать 30 минут.

Машинное время цикла можно определить по формуле:

; (3. 10)

где и — необходимые высоты подъема и опускания крюка, м;

и — скорости подъема и опускания груза, м/мин;

— угол поворота стрелы крана для данных условий, град. Наибольший угол поворота стрелы в плане, определяющей размеры рабочей зоны, изменяется от 149 до 250°, увеличиваясь с увеличением базы и вылета стрелы.

— скорость поворота стрелы, 1,5 об/мин;

— коэффициент учитывающий совмещение рабочих движений крана (=0,75);

S — длина пути перемещение крана за 1 цикл, м;

— скорость перемещения крана, м/мин (Табл. П. 2.4.).

.

Для турбоагрегата используем кран КС-8362 грузоподъёмностью 100 т.

3.2 Расчет траверсы сплошного сечения, работающей на сжатие

Цель работы: Выполнить расчет траверсы сплошного сечения, работающей на сжатие, выбрать номер двутавра и провести проверку траверсы на устойчивость.

Дано:

m — 38,5 т

б — угол, 450

ц0 — коэффициент устойчивости стержня при продольном изгибе, 0,4

R — расчетное сопротивление материала траверсы, 210 МПа

— коэффициент приведения расчетной длины, 1

g — ускорение свободного падения, 9,81 м/с2

1. Находим натяжение в каждой канатной подвеске, соединяющей траверсу с крюком грузоподъемного механизма, задавшись углом б = 45°:

(3. 11)

где m — масса поднимаемого груза, т;

— угол, 0.

2. Подсчитываем разрывное усилие, взяв канатную подвеску в две нити и определив по ГОСТ коэффициент запаса прочности, как для грузового каната с легким режимом работы, кз = 5:

(3. 12)

Рис. 3.2. Схема траверсы

3. По найденному разрывному усилию, пользуясь таблиц ГОСТ 7668–80, подбираем стальной канат типа ЛК-РО конструкции 6 X 36 (1 + 7 + 7/7 + 14) + 1 о. с. для подвесок с характеристиками:

д — временное сопротивление разрыву, МПа 1370

G — разрывное усилие, кН 638,5

d — диаметр каната, мм 36,5

m — масса 1000 м каната, кг 4965

4. Выбираем профиль сечения траверсы двутавра.

5. Определяем сжимающее усилие в траверсе:

(3. 13)

где kП — коэффициент перегрузки (kП =1,1);

kД — коэффициент динамичности (kД = 1,1).

6. Находим требуемую площадь поперечного сечения траверсы для траверсы, задаваясь коэффициентом продольного изгиба ц0 = 0,4:

(3. 14)

где — коэффициент устойчивости стержня при продольном изгибе; k — коэффициент условий работы траверсы, равный 0,85;

R — расчетное сопротивление материала траверсы, МПа.

7. По принятому профилю и Fтр выбираем номер двутавра [5] (табл. П. 2. 3) и выбираем двутавр № 12 По ГОСТ 8239–89 с призвольным поперечным сечением Fтр=14,7 см2.

Определяем также радиус инерции сечения rх: rх=4,88 см.

8. Находим расчетную длину траверсы считая, что концы траверсы закреплены шарнирно:

(3. 15)

где µ — коэффициент приведения расчетной длины;

l — фактическая длина стержня траверсы, l = 7 м.

9. Определяем гибкость траверсы:

(3. 16)

Причем необходимо, чтобы. Здесь максимально допустимая гибкость стержня траверсы для траверс из проката =150.

Условие выполняется.

10. по найденному () находим в таблице коэффициент продольного изгиба ц. При изменении () от 0 до 2000 (ц) изменяется от 0,19 до 1.

ц=0,212.

11. Полученное сечение траверсы проверяем на устойчивость:

; (3. 17)

186,64/0,212·14,7? 0,85·210;

60,6? 178,5.

Условие устойчивости выполняется, следовательно, получено правильное сечение траверсы.

Вывод: Определили, что при работе двутавровой балки на сжатие устойчивость не нарушается.

3.3 Расчет траверсы на изгиб

Цель работы: Выполнить расчет траверсы, работающей на изгиб, выбрать профиль сечения балки и проверить на условие

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой