Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Аннотация

Введение

1. Модернизация ГТК-10-4

1.1 Вводные данные

1.2 Обоснование реконструкции

1.3 Вывод т/а в ремонт

1.4 Виды дефектов и неразрушающий контроль ГГПА

1.5 Реконструкция проточной части ОК

1.5.1 Уплотнение на всасе компрессора

1.5.2 Обойма компрессора

1.5.3 Уплотнение на нагнетании компрессора

1.5.4 Камера сгорания

1.6 Восстановление радиальных зазоров

2. Замена пластинчатого регенератора на регенератор трубчатого типа

2.1 Выбор типа регенератора

2.2 Выбор параметров элементов регенератора

2.3 Расчет на прочность

2.4 Описание конструкции регенератора и монтаж

2.5 Эксплуатация регенератора

2.6 Вывод т/а из ремонта

2.7 Расчет основных параметров ГТУ после реконструкции

3. Расчет сравнительной экономической эффективности модернизации ГТК-10-4 КС-16

3.1 Аннотация

3.2 Методы расчета

3.3 Исходные данные

3.4 Расчет экономической эффективности

4. Безопасность и экологичность проекта

4.1 Опасные и вредные производственные факторы

4.2 Обеспечение безопасности труда

4.3 Микроклимат

4.4 Молниезащита

4.5 Борьба с шумом и вибрацией

4.6 Освещение

4.7 Электробезопасность

4.8 Пожарная безопасность

4.9 Расчет избыточного давления взрыва

4.10 Экологичность проекта

4.11 Чрезвычайные ситуации

4.12 Огневые и газоопасные работы. Проведение в условиях компрессорной станции

Заключение

Список литературы

Аннотация

В данном дипломном проекте рассматривается предлагаемая модернизация газотурбинного газоперекачивающего агрегата (ГГПА) типа ГТК-10-4 установленных на компрессорном цехе № 2 КС 16 Юбилейное. Предлагаемая нами модернизация проводится непосредственно на компрессорном цехе, кроме турбогруппы, которая отправляется для модернизации на АО «Невский завод». Модернизация проводится по проекту «мини Рекон». Также параллельно с модернизацией турбогруппы и камеры сгорания производим замену пластинчатого регенератора, выработавшего свой ресурс на регенератор трубчатого типа РГУ 1800-01 Подольского машиностроительного завода.

Введение

В связи с непрерывным ростом стоимости энергоресурсов в стране, увеличением себестоимости транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов, важнейшим направлением научно-исследовательских и конструкторских разработок, связанных с трубопроводным транспортом газа, следует считать любые разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат.[7]

Среди мероприятий, которые целесообразно осуществлять на КС с целью повышения эффективности использования природного газа, можно в первую очередь выделить использование вторичных ресурсов. При использовании ГТУ открытого цикла в атмосферу выбрасываются продукты сгорания с температурой 400-5000С в большом количестве. Использовать вторичные энергоресурсы можно прежде всего по следующим направлениям: регенерация теплоты в ГТУ и применение парогазовых циклов, т.е. создание новых установок; использование теплоты выхлопных газов для охлаждения транспортируемого газа и воздуха на входе в осевой компрессор ГПА с помощью разного рода холодильных установок; выработка дополнительной электроэнергии; теплофикация и горячее водоснабжение служебных и жилых помещений в осенне-зимний период эксплуатации КС.

Эти мероприятия наряду со снижением мощности ГТУ из-за возрастающего сопротивления в выходном патрубке приводят к значительному (до 10%) сокращению расхода транспортируемого газа на нужды КС. Использование турбодетандеров для получения холода (при использовании энергии движущегося газа). В ГПА при подготовке топливного газа теряется энергия потока ,так как давление газа , отбираемого из газопровода, снижается перед подачей в камеру сгорания с 3-3,5 МПа в зависимости от диаметра газопровода до 1.2-1,4 МПа в зависимости от вида ГПА. Снижение давления осуществляется дросселированием. Использование турбодетандера для этих целей позволит, кроме охлаждения, получить добавочную работу для выработки электроэнергии. Если при этом ещё обеспечить теплообмен воздуха перед лопатками ТВД и топливным газом, т.е. охладить воздух перед подачей на ТВД и нагревать топливный газ, то экономия топливного газа с учётом дополнительной работы турбодетандера может достигнуть 20-22%. Другим весьма перспективным и многообещающим путём использования турбодетандеров является их применение на газораспределительных станциях (ГРЭС), где давление транспортируемого газа снижается также дросселированием и ведёт к потере потенциальной энергии потока.

Подогрев топливного газа. Использование в камерах сгорания топливного газа с большей температурой, чем в настоящее время применяется в ГТУ, позволит повысить эффективный КПД ГТУ. Подогрев топливного газа приводит к снижению потерь теплоты в ГТУ вследствие испарения жидких фракций попутного конденсата и нагреву горючей смеси до температуры воспламенения; большей полноты сгорания гомогенной горючей смеси осушенного и подогретого топливного газа с первичным воздухом; уменьшение потерь с уходящими газами путём повышения коэффициента утилизации ГТУ в подогревателе топливного газа.

1. Модернизация ГТК-10-4

1.1 Вводные данные

Как уже отмечалось выше, существует большой парк газотурбинных установок (ГТУ), компрессорных станций, отработавших довольно большой срок, у которых наблюдается коробление корпуса турбины и осевого компрессора (ОК). Это привело к падению мощности и КПД ГТУ и следовательно к пережогу топливного газа. Не является исключением и парк ГТУ на КС-16 Юбилейная.

Кроме того, специалистами и обслуживающим персоналом КС-16, в частности по 2-му цеху, были выявлены неисправности регенераторов пластинчатого типа на агрегатах ГТК-10-4.Утечки из тракта высокого давления за компрессором на 1% приводит к потере до 3% мощности, а фактические потери на старых регенераторах гораздо больше, до 10%.

Специалистами Юбилейного ЛПУ МГ также было установлено: увеличение радиальных зазоров в проточной части ОК, происходящее в частности из-за коробления корпуса и стирания металла статора рабочими лопатками; увеличение средних радиальных зазоров в уплотнении высокого давления компрессора (воздушной обойме), связанное преимущественно с изменением её формы и стиранием металла «усами»; не герметичность разъёмов внутреннего и внешнего корпуса турбины, вызванное короблением корпуса.

Как показывает опыт, из-за перечисленных причин происходит ухудшение расходно-напорных характеристик компрессора и может происходить значительное снижение важных характеристик ГТУ.

Определение технического состояния ГГПА ГТК-10-4 ст. №21. КС-16

Режим работы агрегата характеризуется следующими исходными данными:

давление газа на входе в нагнетатель Р1=3,52 Мпа;

давление на выходе Р2=4,02 МПа;

температура на входе в нагнетатель t1=40С;

температура на выходе t2=170С;

частота вращения вала ТНД n=3800 об/мин;

температура газов на входе в ТВД =726 0C;

температура воздуха на входе в осевой компрессор Р=0,1 МПа;

низкая теплота сгорания топливного газа Qнр=36283 кДж/нм3;

содержание метана в природном газе r СН4=0,97.

Вышеперечисленные данные относятся к периоду на 13 сентября 1999г. т.е. в доремонтный период. Фактический КПД нагнетания может быть определён, в частности следующими методами.

С использованием термодинамических свойств природного газа и параметров по нагнетателю [7]. С использованием показания изоэнтальпии газа по методике ВНИИГАЗ.

Для расчёта КПД по первому способу необходимо знать химический состав природного газа. На практике целесообразно использовать упрощённые эмпирические состояния, предложенные в работе [7], для определения основных термодинамических величин природного газа по метану:

(СрDh)cн4=(0,00012t2-0,0135t +0,31)Р-0,0463t+11,19 (1.1)

где : (СрDh)cн4 - комплекс, кДж/кгМПа;

Ср - изобарная теплоемкость метана , кДж/кгоС ;

Dh - коэффициент Джоуля - Томсона, оС/МПа;

t - температура выхода газа из нагнетателя, 0С;

Р- давление входа газа в нагнетатель, МПа;

(Ср)сн4= (0,003 - 0,0009Р)t+0,11Р+2,08 (1.2)

где: Р- давление входа газа в нагнетатель , МПа;

t- температура газа (содержатель метана 94-100%) могут быть определены соотношением :

(Ср)сн4 - изобарная теплоемкость метана, кДж/кгоС.

Ср Dh=(Ср Dh) сн4(1,37-0,37 rСН4) (1.3)

где: rСН4- содержание метана, %.

Срm = (Ср)сн4 (0,37+0,63rСН4) (1.4)

Р = (Р)сн4 (1,49 - 0,49 rСН4) (1.5)

где: Р - потенциальная функция, кДж/кг;

(Р)сн4=(0,017*Р+0,555)t-2,73*Р+139,4 (1.6)

где: Р- давление газа на входе в нагнетатель (выходе), МПа;

t- температура газа на входе (выходе) нагнетателя, оС.

Тогда Юпол = щ/h (1.7)

где: Юпол - политропический коэффициент полезного действия нагнетателя

щ=(P)ср *lnе (1.8)

где: щ- потенциальная работа сжатия, кДж/кг

(P)ср- среднее значение потенциальной функции P при условиях входа и выхода, кДж/кгМПа;

е - степень сжатия нагнетателя;

е = P2/P1 (1.9)

Дћ - разность энтальпии газа по нагнетателю, кДж/кг

Дћ = Срm · t - (Cp Dh)cpP (1.10)

где: t - разница температуры газа на выходе и входе нагнетателя, оС;

t = t2-t1,0С (1.11)

P - разница давлений на выходе и входе нагнетателя, МПа;

Р = Р2- Р1 , МПа. (1.12)

Ввиду отсутствия замеров производительности нагнетателя паспортное значение следует определять по газодинамическим характеристикам нагнетателя, для чего определяем степень сжатия о (9) и приведенную относительную частоту вращения nnp

nnp= (1.13)

где: Tnp - температура газа при всасывании для приведённой характеристики нагнетателя, К;

Т - фактическая температура газа на всасе нагнетателя, К;

n - фактическая частота вращения ротора ТНD, об/мин;

n0 - номинальная частота вращения ротора ТНD, об/мин;

- коэффициент сжимаемости газа на входе в нагнетатель приведенная и фактическая величины соответственно;

R, Rnp - газовая постоянная, фактическая и приведенная соответственно Дж/кгК ;

Rпр = R/в (1.14)

где: R = 286,8 Дж/кг

в- относительная плотность по воздуху

Для и np определяем - паспортное значение КПD нагнетателя коэффициент технического состояния нагнетателя

Кн= (1.15)

где: зпол- политропный КПД нагнетателя;

- политропный КПД (паспортный ) нагнетателя;

Кн- коэффициент технического состояния нагнетателя.

Плотность газа на входе в нагнетатель

с= (1.16)

где: с- плотность газа на входе в нагнетатель, кг/м3.

Расход газа через нагнетатель

Gн = Qпррн (1.17)

где: Gн- расход газа через нагнетатель, м3/мин;

Qпр - приведённый расход через нагнетатель по условиям всасывания , м3/мин [4].

Мощность потребляемая нагнетателем,

Nhн= Gнhн (1.18)

где: Nhн- мощность потребляемая нагнетателем, кВт.

Эффективная мощность ГТУ;

Nе=Nhn+Nмех (1.19)

где: Nе- эффективная мощность ГТУ, кВт;

Nмех - потери мощности механические, кВт;

Nмех=100 кВт (1.20)

Относительная приведённая температура газа перед ТВД

Тпр= (1.21)

где: Тпр- относительная приведенная температура газа перед ТВД;

Т- фактическая температура газа перед ТВД, К;

То- номинальная температура газов перед ТВД, К;

Тао номинальная температура воздуха на входе компрессора, К;

Та- фактическая номинальная температура воздух на входе в компрессор, К.

Приведённая мощность ГТУ (паспортная)

 (1.22)

где : Nепр - приведенная мощность ГТУ (паспортная), кВт;

епр- приведенная относительная мощность;

епр=1-4,2(1-Т)Т (1.23)

Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности

Кн=Ne/N (1.24)

где: Кн- коэффициент технического состояния ГТУ по мощности.

Теплота сгорания топлива с учётом ухудшения технического состояния ГТУ

Втг Qнр=Ne+3Nе (1.25)

где: Втг Qнр- теплота сгорания топлива, кВт.

Расход топливного газа по ГТУ

Bтг=Bтг Qnp/Qnp (1.26)

где: Втг- расход топливного газа, м3/час. КПД ГТУ ;

е=Ne /Втг Qнр (1.27)

где: е КПД ГТУ.

Режим работы агрегата № 21 согласно формуле (1.6)

1) (Р)1 СН4 =(0,017*3,52+0,555)4-2,733,52+139,4=132,6 кДж/кгМПа

(Р)2 СН4=(0,017*4,02+0,555)17 - 2,734,02+139,4=139 кДж/кг МПа

согласно формуле (1.5) находим потенциальную функцию

(Р)1=132,6(1,49 - 0,490,97)=134 кДж/кг МПа

(Р)2=139 (1,49-0,490,97)=141 кДж/кг МПа

Находим среднее значение потенциальной функции согласно формуле (1.7)

(Р)m=(134,55+141)/2=137,8 кДж/кг МПа .

2) По уравнениям (1.8) и (1.9) определяем потенциальную работу сжатия по нагнетателю

щ=137,8 ?ѕn4,02/3,52=18,3 кДж/кг .

3) Среднее значение температуры и давления газа находим по формулам (1.12), (1.13)

t ср=(3)=0С

Рm=(P1+P2)/2= .

4) Средняя изобарная теплоёмкость газа определяем по формуле (1.4)

Срm=·.

5) Среднее значение комплекса СрDh определяется по формуле (1.3)

кДж/МПа.

6) Разность энтальпии газа по нагнетателю определяем по соотношению (1.10):

h=2,4·13-10,2·0,59=25,2 кДж/кг .

7) Политропный КПД нагнетателя по (1.7)

пол=18,3/25,2=0,73;

определяем степень сжатия по формуле (1.9):

=4,02/3,52=1,14 .

Приведённая относительная частота вращения по формуле (1.13)

.

Для =1,14 и определяем по характеристике нагнетателя Н-520-12-1,[4] политропический КПД нагнетателя и приведенную производительность

; Qпр=515 м3/мин .

Следовательно, коэффициент технического состояния нагнетателя по формуле (1.15)

Кн=0,73/0,83=0,88 .

Определяем плотность газа на выходе в нагнетатель по формуле (1.16)

.

Расход газа через нагнетатель по соотношению (1.17)

Gн=.

Мощность, потребляемая нагнетателем определяем по формуле (1.18)

Nен=24425,2=6164 кВт .

Эффективная мощность ГТУ по формуле (1.19)

Nэ=6164+100=6264 кВт .

Определяем относительную приведённую температуру газа перед ТВД по формуле (1.21)

=.

Определим приведенную относительную мощность по формуле (1.22)

епр=1-4,2 (1-0,97)*0,97=0,877 .

Эффективная мощность ГТУ паспортная по формуле (1.23)

Nепр= .

Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности из соотношения (1.24)

Кн=6164/8683=0,71 .

Теплота сгорания топлива с учётом ухудшения технического состояния ГТУ по формуле (1.25)

ВтгQнр= .

Расход топливного газа по ГТУ определим по соотношению (1.26)

Втг=(29359/36283)3600=2913 м3/час .

Определим КПД ГТУ по формуле (1.27)

е=6164/29359 = 21% .

1.2 Обоснование реконструкции

Для поддержания режима работы газотранспортной системы (ГТТ) необходимо поддерживать состояние ГГПА на таком уровне, чтобы обеспечивать транспорт запланированных объёмов газа к потребителям. ГГПА образно выражаясь являются «сердцами» КС.

Степень сжатия на компрессорах в зимнее время не достигает 3,5 атм., а в летнее время эксплуатации возникают проблемы с загрузкой агрегатов в трассу. Наряду с этим, опыт эксплуатации агрегатов ГТК-10-4 и исследования, проведённые ВНИИГАЗом, показывают, что ресурс базовых узлов ГГПА и центробежных нагнетателей (корпуса, диски и барабаны роторов обоймы статорных элементов турбины) реально может составлять 150-180 тыс. часов.

Известно, что основное потребление природного газа на собственные нужды КС приходится на топливный газ, используемый в качестве топлива в ГТУ и составляющий примерно 8-10% общего объёма транспортируемого газа. В связи с этим достижение снижения энергетических затрат на КС заключается прежде всего в экономии топливного газа.

С ухудшением технического состояния ГТУ для обеспечения мощности необходимой для транспорта одного и того же объёма газа, как правило требуется увеличение расхода топливного газа.

1.3 Вывод т/а в ремонт

Ремонт ГПА - это технически сложный и трудоемкий процесс, выполняемый с использованием грузоподъемных механизмов, пневмо- и электроинструмента, газо- и электросварки, специальных приспособлений и механизмов.

То, что процесс ремонта производится в действующем цехе, где работают другие ГПА, а трубопроводы находятся под давлением газа, масла, воды и воздуха, предъявляет повышенные требования к организационно техническим мероприятиям по подготовке агрегата к ремонту с целью создать безопасные условия труда для ремонтного персонала.

К основным организационно- техническим мероприятиям следует отнести:

1. Отключение ГПА от технологических коммуникаций и обеспечение невозможности случайной или преднамеренной подачи газа в трубопроводы обвязки нагнетателя. С этой целью необходимо: закрыть краны №1, 2, 4, 6 и стравить газ через кран №5; отключить систему управления кранами - электрическую цепь и импульсный газ; обеспечить невозможность случайной или преднамеренной перестановки кранов обвязки нагнетателя посредством установки замков, демонтажа органов ручного управления, блокировкой переключателей и насосов, демонтажем подводящих трубок. На открытые краны вывесить плакаты «Не закрывать», на закрытые краны - «Не открывать». Вскрыть люки-лазы на трубопроводах между нагнетателями и кранами №1 и 2,установить специальные шары со стороны нагнетателя, обеспечивающие закрытие обвязки нагнетателя.

2. Отключение ГПА от трубопроводов топливного и пускового газа и обеспечение невозможности случайной или преднамеренной подачи газа к узлам агрегата. С этой целью необходимо: закрыть краны №12, 12 бис, 11 и стравить газ через крап №9, кран №10 при этом открыт; отключить систему управления кранами - электрическую цепь и импульсный газ; обеспечить невозможность случайной или преднамеренной перестановки кранов топливного и пускового газа, выполнив мероприятия аналогичные в пункте 1; вывесить в необходимых местах запрещающие и предупреждающие таблички, установить на трубопроводах топливного и пускового газа силовые заглушки.

3. Отключение ГПА от электропитающих систем посредством выкатывания ячейки вводных автоматов с установкой плакатов «Не включать, работают люди!».

4. Опорожнение всех масляных систем ГПА, в том числе и маслобаков. На подводящих маслопроводах устанавливаются силовые заглушки.

5. Оформление всей необходимой документации по выводу ГПА в ремонт с оповещением об этом всего персонала КС.[7]

Проведение всех мероприятий по выводу агрегата в ремонт проверяется представителями эксплуатационной и ремонтной организаций, о чем составляется соответствующий акт.

Вскрытие агрегата проводят после подписания акта о его сдаче в ремонт. К акту сдачи прилагается ведомость технических показателей, ремонтные формуляры, предварительная ведомость дефектов. Основные требования к ремонтным работам сводятся к следующему:

* соблюдение установленной технологии ремонта;

* устранение выявленных дефектов;

* ведение работ в строгом соответствии с сетевым графиком;

* сдача эксплуатационному персоналу отремонтированных деталей и узлов.

1.4 Виды дефектов и неразрушающий контроль ГПА

В общем случае под понятием «дефект» принято понимать каждое несоответствие продукции требованиям, установленным нормативной документацией (ГОСТ 17102-71).

Дефекты подразделяются на явные и скрытые. Явные дефекты, как правило, обнаруживаются визуально, скрытые -- с помощью специальных приборов. Полное и тщательное проведение дефектоскопии узлов и деталей является первостепенной задачей ремонта. От качества и полноты ее выполнения зависит надежная работа ГПА в течение межремонтного периода. В результате дефектоскопии определяются характер и размер дефектов, что дает возможность после сравнения с техническими требованиями установить пригодность детали или узла к дальнейшему ее использованию, наметить способ ремонта.

Возникновение дефектов связано со следующими причинами.

1. Естественный «износ», происходящий, как правило, в период выработки установленного заводом- изготовителем ресурса работ деталей и узлов.

2. Конструктивный недостаток, являющийся результатом недостаточно полного учета при проектировании и изготовлении всех действующих в реальных условиях эксплуатационных факторов. Конструктивный недостаток проявляется главным образом в начальный период эксплуатации и устраняется путем изменения конструкции, материалов и технологии производства.

3. Нарушение или несовершенство технологии ремонтно-восстановительных работ.

4. Нарушение Правил технического обслуживания и эксплуатации, например: длительная работа на запрещенных оборотах при повышенной вибрации и температуре подшипников, на загрязненных масле, газе и цикловом воздухе, невыполнение регламентных работ в установленные сроки.

5. Нарушение правил транспортировки и хранения.

Дефектоскопия включает в себя следующие этапы: подготовка рабочего места, средств измерения и материалов; очистка поверхности дефектируемой детали; выявление и измерение дефектов.

При организации рабочего места для дефектоскопии необходимо выполнять следующие правила:

* устанавливать роторы на козлы с роликовыми опорами;

* лопатки, промвставки и другие малогабаритные детали раскладывать на чистую мешковину;

* обеспечивать свободный доступ ко всем деталям и узлам со всех сторон;

* обеспечивать возможность близкого и безопасного подключения приборов;

* устанавливать стол для приборов и ведения записей;

* приготавливать керосин, чистую ветошь, мел, наждачную бумагу, масло к началу работы на рабочем месте.

Дефектоскопию деталей в условиях КС и ремонтно-технических мастерских осуществляют методом неразрушающего контроля, т.е. без нарушения их к дальнейшему использованию. При выборе метода дефектоскопии необходимо учитывать характер и расположение дефекта, технические условия на отбраковку, материал детали, состояние и чистоту поверхности, форму и размер детали.

Применяют главным образом следующие методы:

Визуально - оптический метод заключается в осмотре с помощью лупы многократного увеличения больших поверхностей и труднодоступных мест деталей из различных материалов для обнаружения трещин, механических и коррозионных повреждений, нарушения сплошности защитных покрытий, остаточных деформаций, изменения характера разъемных и неразъемных соединений, течи, следов излома, задеваний. Этим методом можно обнаружить трещины с шириной раскрытия более 0,005-0,01 мм и протяженностью более 0,1 мм.

Цветной метод основан на проникающих свойствах жидкости и используется для обнаружения открытых трещин, пор, коррозионных повреждений деталей, различных по форме и размерам, изготовленных из магнитных и немагнитных материалов. Технологический процесс определения дефектов этим методом состоит из следующих операций: очистка и обезжиривание поверхности; пропитка поверхности индикаторным раствором; удаление избыточного индикаторного раствора с поверхности для его сохранения только в трещинах; нанесения на поверхность проявителя; осмотр детали и оценка состояния. Цветным методом можно обнаружить трещины в лопатках и дисках, корпусных и крепежных деталях шириной раскрытия более 0,001 - 0,002 мм, глубиной более 0,01 -0,03 мм и протяженностью более 0,1 -0,3мм.[7]

Ультразвуковой метод основан на свойстве распространения упругих колебаний в металлах и их отражения от границы раздела двух сред. Этот метод используют для обнаружения внутренних и наружных дефектов в труднодоступных местах у деталей, изготовленных из магнитных и немагнитных материалов. Метод не применим при наличии галтели, отверстий. Этим методом можно обнаружить трещины с шириной распространения 0,001 -0,003 мм и глубиной более 0,1 -0,3 мм.[7]

Дефектоскопия нагнетателя включает:

* выявление с помощью методов неразрушающего контроля трещин на элементах колеса, в особенности в местах соединения лопаток с покрывающим диском;

* визуальный осмотр деталей нагнетателя.

Токовихревой метод основан на возбуждении в поверхности детали с помощью датчика вихревого тока, сила которого различна в местах изменения сплошности или свойств металла. Наиболее распространенными приборами этого метода являются дефектоскопы. Этот метод используют для обнаружения открытых и закрытых поверхностных дефектов у деталей из электропроводных материалов. Метод позволяет обнаружить трещины шириной раскрытия более 0,001 мм, глубиной 0,15- 0,2 мм и протяженностью более 0,6 - 2мм.

В том случае, когда по каким-то причинам использование приведенных методов затруднительно, применяют метод травления. Он основан на том, что под воздействием растворов кислот места повреждения растворяются быстрее, чем прилегающая поверхность, и трещины становятся видимыми на блестящем фоне. Для травления деталей из углеродистой и не углеродистой стали, используют 10% -ный водный раствор азотной кислоты.

Простыми способами обнаружения грубых дефектов, не требующих специальных приборов и материалов, является метод керосиновых проб и метод простукивания. Керосин, обладающий хорошими проникающими свойствами, при наличии дефекта выступает на меловой стороне. С помощью простукивания определяют ослабление плотности посадки, ослабление прилегания, нарушение сцепления металлов и т.д. При нарушении сплошности металла - звук, дребезжащий и глухой.

Дефектоскопия ротора включает:

* измерение радиального биения с помощью индикатора. Для ускорения измерения желательно замеры вести по нескольким индикаторам;

* осмотр шеек и опорного диска ротора для обнаружения трещин и оценки шероховатости;

* осмотр бочки ротора для обнаружения трещин;

* изменение эллипсности и конусности шеек, а также толщины упорного гребня с помощью микрометра;

* измерение торцевого биения дисков;

* проверку неуравновешенности роторов на балансировочном стенде;

* определение расцентровки роторов ТНД и нагнетателя;

* осмотр места посадки и обода диска методом неразрушающего контроля;

* проверку положения роторов относительно расточек.

Дефектоскопия подшипников включает:

* определение натягов между крышками подшипников и вкладышей;

* определение верхних масляных зазоров;

* изменение разбегов роторов;

* измерение толщины колодок упорных подшипников;

* оценку состояния баббитовой заливки.

Дефектоскопия лабиринтных уплотнений включает в себя определение радиальных зазоров с помощью свинцовых оттисков и визуальный контроль состояния.

Дефектоскопия зубчатых соединений включает:

* определение видимых и скрытых дефектов методами неразрушающего контроля;

* проверку боковых зазоров с помощью щупа;

* проверку площадок и места положения контакта зубьев по краске;

* проверку относительного положения осей колеса и шестерни относительно друг друга.

Дефектоскопия корпусов и опор включает:

* проверку плотности прилегания опорных лап и зазоров на дистанционных болтах;

* проверку зазоров в шпоночных соединениях;

* проверку коробления горизонтальных фланцев по свинцовым оттискам;

* выявление трещин в корпусах методом неразрушающего контроля;

* проверку плотности и равномерности укладки тепловой изоляции;

* проверку системы охлаждения.[7]

При дефектоскопии лопаточного аппарата измеряют радиальные зазоры направляющих и рабочих лопаток, очищают лопатки для предварительного визуального осмотра на предмет обнаружения явно выраженных дефектов: высокотемпературной коррозии, деформации лопаток. Определяют частоту собственных колебаний рабочих лопаток осевого компрессора. Методами неразрушающего контроля проводят дефектоскопию поверхности лопаток осевого компрессора непосредственно на роторе и статоре без разлопачивания. Особенно тщательно должны контролироваться входные кромки. Обнаруженные дефекты независимо от размера и характера заносятся в ремонтные формуляры. Наиболее вероятными причинами возникновения дефектов являются:

* задевание лопаток ротора за статор;

* длительная работа в режиме помпажа и запрещенных оборотов;

* увеличение сопротивления всасывающего тракта;

* наличие агрессивных веществ и механических примесей в цикловом воздухе;

* повышение температуры продуктов сгорания перед ТВД;

* ослабление или увеличение натягов в посадочных местах лопаток;

* грубая обработка поверхности;

* повышение твердости металла из-за пережога при шлифовке или других видов механической обработки.

1.5 Реконструкция проточной части ОК

1.5.1 Уплотнение на всасе компрессора

На всасе компрессора вместо обычного концевого лабиринтного уплотнения с закатными усиками установлена лабиринтно-винтовое уплотнение, выполненное в виде микрокомпрессора винтового типа (см. приложение 1 рис.1).

Оно состоит из втулки статорной 1,установленной во всасывающей камере 2, и втулки роторной 3, насаженной с натягом на вал компрессора 4 и зафиксированной в нём винтом 5.

На указанных втулках выполнено трапецеидальное многозаходная резьба противоположного направления (на роторной втулке правая, а на статорной - левая). Профиль зуба выполнен одинаковым на обоих втулках.

Втулка статорная состоит из двух половин, закреплённых на горизонтальном разъёме всасывающей камеры с помощью стопорных шайб. Центровка статорной втулки относительно ротора осуществляется с помощью 6-ти штифтов 6. Лабиринтно-винтовое уплотнение при вращении вала создают в кольцевом зазоре между ним и корпусом небольшой поток воздуха с необходимым перепадом давления, направленный с входа в первую ступень компрессора наружу в машзал. На производительность компрессора выброс воздуха в атмосферу через лабиринтно - винтовое уплотнение практически не влияет, так как отбор этого воздуха осуществляется до рабочих лопаток компрессора.[1]

Установка уплотнения такого типа позволяет устранить подсос паров и капель масла в проточную часть компрессора через полость переднего подшипника без подачи запирающего воздуха на всасе компрессора.[1]

1.5.2 Обойма компрессора

В обойме компрессора 1 в местах, расположенных над рабочими лопатками 6…10-й ступеней, выполнены профильные кольцевые проточки, в которые установлены чугунные вставки 2 (см. приложение 1 рис.2). Над каждым рабочим колесом установлено по 12 вставок, которые на разъёме обоймы крепятся стопорными шайбами.

Указанные вставки позволяют обеспечить заданный радиальный зазор между рабочими лопатками и обоймой при быстрых изменениях температурного состояния ротора и статора.[1]

1.5.3 Уплотнение на нагнетании компрессора

На нагнетании компрессора вместо концевого ступенчатого лабиринтного уплотнения установлено прямоточное уплотнение с металлокерамическими вставками (см. приложение 1 рис.3).[1]

Для этого в существующей уплотнительной обойме 1 выполнена кольцевая проточка и в неё закатана вновь изготовленная обойма 2 с металлокерамическим уплотнением, состоящая из двух половин. Для фиксации обоймы 2 в осевом направлении установлена прокладка 3.

На выходном конце вала 4 удалены закатные усики заднего уплотнения и на их месте выточены уплотнительные усики высотой 6 мм.

Данная конструкция уплотнения позволяет обеспечить минимальные радиальные зазоры в уплотнении и применить вместо ступенчатого прямоточное уплотнение, не требующее подгонки в осевом направлении, а, следовательно, увеличить экономичность и уменьшить трудоёмкость изготовления компрессора, а также повысить ремонтопригодность агрегата.

1.5.4 Камера сгорания

Цель модернизации - увеличение надёжности работы камеры сгорания и улучшение её экологических характеристик.

Увеличение надёжности работы камеры сгорания достигается за счёт изменения конструкции пламенной трубы 1 (приложение 1 рис.4) : пламенная труба изготавливается двухсекционной, что позволяет при необходимости удалять её из корпуса 2 камеры без нарушения (в отличие от камер сгорания с длинным смесителем)целостности. Секции связываются между собой фланцевыми соединениями 3, представляющими из себя два кольца, скрепляющиеся шпильками с корончатыми гайками, а кольца соединены секциями планками 4, приваренными к пламенным обечайкам и имеющими овальной формы отверстия для прохода шпилек, позволяющие пламенным обечайкам свободно расширяться при нагреве.[1]

Такая конструкция, с одной стороны, позволяет предохранить кольца от перегрева, а, с другой стороны, оставляет фиксированным зазор в телескопическом соединении между соседними секциями. Тем самым гарантируется постоянство расхода воздуха, идущего на охлаждение пламенной трубы со стороны горячего потока. На выходной секции пламенной трубы установлены кран 5, предохраняющий корпус камеры сгорания от переизлучаемого пламенной трубой тепла.

Окна 6 смесительного устройства выполнены прямоугольными и меньшего сечения, чем в исходной камере, за счёт чего улучшается качество перемешивания вторичного воздуха с продуктами сгорания и увеличивается доля первичного (идущего в зону горения) воздуха.

Пламенная труба подвешивается верхней своей секцией в корпусе камеры сгорания на шести пальцах 7 в шести наварышах соответственно. Каждая пара «палец - наварыш» имеет промежуточную шаровую втулку 8, устраняющую возможность «закусывания» при неравномерном нагреве пламенной трубы (если таковой возникнет в силу каких-либо причин: на пример, при забросе в камеру сгорания газового конденсата), а также при сборке-разборке камеры.

Подвеска пламенной трубы (в отличие от установки трубы на пальцах, размещающихся в нижней её части, как в камерах типа 188.131 СБА или 188.131 СБ41) улучшает её вибрационные характеристики, устраняя маятниковый эффект, с которым в предыдущих конструкциях приходилось бороться применением, например, телескопических соединений в верхней части камеры.

Вибрационную устойчивость камеры сгорания повышают также два крепления типа «шпонка-паз» 9, установленные в средней части пламенной трубы и позволяющие ей свободно расширяться в осевом и радиальном направлении и устраняющее тангенциальные перемещения.

Экологические характеристики агрегатов улучшаются за счёт применения комбинированных (т.н. гибридных) двухканальных горелок, в одном из каналов которых заранее готовится и затем подаётся в зону горения топливно-воздушная смесь.

Камера сгорания модернизированного агрегата ГТК-10-4 так же, как и исходная, является семигорелочной. Внешние каналы периферийных горелок 10 предназначены для подготовки гомогенной ТВС и оснащены дефлекторами для выравнивания скоростного поля перед завихрителями воздушного потока и трубками подачи топлива в эту зону. Расстояние между топливоподающими трубками и завихрителями достаточно, чтобы организовать ТВС с приемлемой степенью концентрационной равномерности. Из внутреннего (плотного) канала топливо через отверстия, расположенные непосредственно за завихрителями, попадает воздух, образуя плохо перемешанную смесь, которая и сгорает диффузионным образом.

Центральная (дежурная) горелка 11 имеет три канала, два из которых запитываются топливом также, как и у периферийных, от регулирующего клапана системы регулирования. Третий канал выполняет роль дежурной горелки камеры сгорания (также, как и центральная горелка в исходной камере сгорания) и запитывается через штатную дроссельную шайбу от стопорного клапана системы регулирования. Зажигание дежурного факела осуществляется электроискровым способом от свечи зажигания. В диффузоре фронтового устройства установлен экран «Э», устраняющий контакт зоны горения с охлаждающим воздухом и тем самым способствующий повышению равномерности температурного поля в зоне горения.

Камера сгорания оснащена дополнительным топливным коллектором 12, из которого топливо подаётся во внешние (предварительного перемешивания) каналы всех семи горелок. Внутренние (диффузионные) каналы всех горелок запитываются от штатного коллектора 13. Оба коллектора получают топливо от регулирующего клапана, но на входе в дополнительный коллектор установлен автоматический клапан 14, управляющийся давлением топлива перед собой.

Таким образом, при запуске агрегата работают только пилотные каналы горелок, обеспечивающие выход агрегата на холостой ход. После того, как давление топлива в магистрали после регулирующего клапана достигает необходимого значения, автоматический клапан начинает постепенно открываться и топливо перераспределяется в сторону внешнего канала горелок. На максимальном режиме работы агрегата распределение является примерно следующим: 70% топлива - во внешний, 30% - во внутренний каналы.

При этом концентрация оксидов азота в выхлопных газах агрегата не превышает 50 ррm условной концентрации кислорода 15% .

1.6 Напыление металлических покрытий

Существует большой парк газотурбинных установок (ГТУ) компрессорных станций, отработавших достаточно больной срок, у которых наблюдается коробление корпуса турбины и осевого компрессора (ОК). В этом случае мощность ГТУ может быть увеличена за счет восстановления оптимальных радиальных зазоров газодинамическим напылением металлокерамических покрытий на статорную часть ОК [5].

При эксплуатации газотурбинных агрегатов на КС магистральных газопроводов их техническое состояние со временем ухудшается, что приводит к падению мощности и КПД ГТУ и, следовательно, к пережогу топливного газа. Существует целый ряд причин такого ухудшения [14]

* увеличение радиальных зазоров в проточной части ОК. происходящее, в частности из-за коробления корпуса и стирания металла статора рабочими лопатками,

* увеличение средних радиальных зазоров в уплотнении высокого давления компрессора (воздушной обойме), связанное преимущественно также с изменением ее формы и стиранием металла "усами",

* не герметичность разъемов внутреннего и внешнего корпуса турбины, вызванная короблением корпуса.

Как показал опыт [14], ухудшение расходно-напорных характеристик компрессора, увеличение утечек сжатого компрессором воздуха и рабочего тела, обусловленные указанными причинами, могут приводить к значительному снижению наиболее важных характеристик ГТУ мощности - на 10-20 %, КПД - на 5-10 % (относительных).

Дефекты оборудования, обусловленные изменением первоначальных геометрических размеров металлических деталей или узлов, можно устранить напылением металлических покрытий, восстанавливающих первоначальные размеры.

При газодинамическом способе напыления покрытий мелкие частицы металла и керамики (порошок) ускоряются сверхзвуковым газовым потоком до скорости несколько сот метров в секунду и, находясь при этом в твердом состоянии, сталкиваются с подложкой [2] В процессе высокоскоростного удара частицы с подложкой происходит преобразование кинетической энергии этой частицы в энергию связи (механическая, межмолекулярная, химическая) ее с подложкой.

Получаемые таким образом газодинамические покрытия отличаются высокой прочностью сцепления с основой и по своей структуре представляют собой практически однородный металлический слой, структурированный частицами керамики.

Важно отметить, что при работе газодинамического оборудования поток напыляемых частиц является узконаправленным и имеет очень небольшие поперечные размеры - от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Это позволяет напылять покрытие только там где это необходимо, не затрагивая соседние участки поверхности изделия. При проведении ремонтно-восстановительных работ использовался комплекс газодинамического напылительного оборудования ДИМЕТ разработки и изготовления Обнинского центра порошкового напыления (патенты РФ № 2038411 от 17 11 93 г . № 2109842 от 03 06 97 г. № 2100474 от 13 11 96 г, свидетельства РФ на полезную модель № 8288 от 21 01 98 г, №10968 от 24 12 98 г).

В качестве первого этапа работы было проведено испытание стойкости покрытий в эксплуатационных условиях. Экспериментальное покрытие на основе алюминия было нанесено на крышку статора осевого компрессора ГТУ типа ГТК-10-4 на КС № 15 Нюксеницкого ЛПУ (Севергазпром). Покрытие шириной в основании около 15 мм и высотой 0,3-0,8 мм наносилось над рабочими лопатками 10-й ступени. После нанесения покрытия агрегат был запущен в работу и, отработав 2328 ч, остановлен. После вскрытия агрегата был произведен тщательный осмотр состояния покрытия, который показал, что оно полностью сохранилось на всем участке напыления без каких-либо изменений размера или формы, трещин, отслоений или коробления. На одном из участков покрытия на площади около 1 см2 наблюдался след задевания рабочей лопатки за покрытие. При этом верхняя часть покрытия в месте задевания была стерта (но не содрана), а нижняя - осталась полностью целостной. Это свидетельствует о том, что случайные задевания рабочих лопаток за покрытие не приводят ни к каким отрицательным последствиям. Более того, легкое срезание лопатками покрытия открывает возможность саморегулирования радиального зазора и его автоматической минимизации после ремонта непосредственно в процессе работы компрессора.[5]

Таким образом, предварительная апробация показала, что газодинамические покрытия, наносимые с помощью оборудования ДИМЕТ, обладают устойчивостью к условиям работы в ГТУ. Это позволило перейти к следующему этапу работы - экспериментальным ремонтным работам с контролем их эффективности.

Ремонтно-восстановительные работы проводились на ГТУ типа ГТК-10-4 в Юбилейном ЛПУ (Севергазпром). На горизонтальный разъем корпуса турбины наносилось покрытие на основе меди и алюминия с небольшими добавками некоторых других компонентов. Это покрытие обладает повышенной жаростойкостью, причем со временем при температуре 750-800 'С за счет протекания диффузионных процессов однородность покрытия и его жаростойкость повышаются.

Для уменьшения среднего радиального зазора ОК металлическое покрытие наносилось на статор над рабочими лопатками компрессора со 2-й по 10-ю ступень.

Покрытие наносилось в виде трех параллельных полос, расположенных на расстоянии около 15 мм друг от друга. Форма поперечного сечения каждой полосы была близка к равностороннему треугольнику с основанием 6-7 мм и высотой от 0,2 мм до ~1.5 мм на различных участках статора. Необходимую толщину покрытия выбирали на основании измерений фактических зазоров между рабочими лопатками и статором. Измерения проводили в четырех точках по окружности статора, на остальных участках зазоры оценивали путем интерполяции измерений. Для компенсации искажения формы нанесенное покрытие имело различную толщину по окружности статора .

Для повышения прочности сцепления покрытия с основой была проведена предварительная подготовка поверхности основы с помощью напылительного оборудования ДИМЕТ (путем обработки поверхности высокоскоростным потоком частиц электрокорунда). Особенность процесса заключалась в том, что подготовка поверхности и нанесение покрытия осуществлялись на одном и том же оборудовании (на нескольких различных режимах) и в основном "за один установ", т.е. подготовка поверхности производилась только там, где сразу же после этого наносилось покрытие.

При подготовке поверхности и нанесении покрытия рабочая область напыления закрывалась специальным сборным пылезащитным кожухом, соединенным с фильтровентиляционным устройством. После нанесения покрытия на крышку и корпус статора был осуществлен контроль, направленный на предотвращение возможного касания лопатками напыленного покрытия. Эта операция включала в себя установку ротора, закрытие крышки статора и ручное проворачивание ротора. Затем ОК открывали и производили тщательный визуальный осмотр всего нанесенного покрытия. Была предусмотрена возможность (при необходимости) механического снятия "лишнего" покрытия в местах задевания лопаток.

Ремонтные работы на воздушной обойме выполняли примерно в том же порядке, что и на ОК. Измерения геометрических параметров воздушной обоймы показали, что разница в горизонтальном и вертикальном диаметрах (эллипсность) внутренней полости обоймы на данной ГТУ составила около 3 мм. Необходимая толщина покрытия на разных секторах обоймы составила от 0,2 до 1,5 мм. Ширина каждой полосы напыления в основании составляла 5 мм. Напыление производилось как на выступы, так и на впадины обоймы непосредственно над «усами» лабиринтного уплотнения.

Для уменьшения утечек рабочего тела было выполнено уплотнение горизонтального разъема корпуса турбины. Для определения необходимой толщины покрытия на различных участках разъема на горизонтальный разъем крышки внутреннего (вставка) и внешнего корпуса турбины в нескольких точках наносили мягкое медное покрытие толщиной 2-3 мм. Затем крышку устанавливали на место, притягивали болтами, а потом опять снимали. По высоте деформации напыленных точечных участков покрытия определяли величину зазоров в горизонтальном разъеме и необходимую толщину напыления.

Напыление жаростойкого покрытия было выполнено с помощью ручного оборудования ДИМЕТ так, чтобы толщина напыленного слоя не превышала величину ранее определенного зазора (чтобы покрытие не сминалось при закрытии разъема). Покрытие представляло собой несколько полос, нанесенных на торце вставки и крышки внешнего корпуса, имеющих в поперечном сечении форму приблизительно равностороннего треугольника с основанием шириной 5-6 мм и толщиной 1-3 мм.

Эффективность ремонта оценивали по результатам расчетов приведенной мощности и КПД ГТУ. Исходные фактические параметры ГТУ измерялись персоналом КС № 16 Юбилейного ЛПУ, а также представителями Севергазпрома и Оргтехдиагностики. По этим данным специалистами Оргтехдиагностики по методике [3] был произведен расчет приведенной мощности ГТУ и коэффициента ее технического состояния КПД рассчитывался специалистами Севергазпрома по методике завода-изготовителя (НЗЛ)

Результаты расчетов показали, что ремонтные работы дали значительный прирост мощности (от 6,5 до 8,5 МВт) и КПД ГТУ (от 22,8 до 25,6 %) При этом необходимо отметить, что при выполнении данных работ ремонт (герметизация) регенератора не производился.

Таким образом, первый опыт применения описанного способа ремонта показал его большие потенциальные возможности. Дальнейшие работы по автоматизации технологического процесса, оптимизации состава, формы, расположения и других параметров покрытий, а также режимов их нанесения позволят внедрить в практику новую эффективную технологию восстановления характеристик ГТУ.

2. Замена пластинчатых регенераторов на трубчатые

2.1 Выбор типа регенератора

Необходимо отметить, что по данным на начло 1993 года , на компрессорных станциях России в качестве ГПА используются в основном регенеративные газотурбинные установки, на долю которых приходится около 85% от общего парка ГПА. Как показывает анализ многолетнего опыта эксплуатации этих агрегатов, эффективность их работы в немалой степени зависит от совершенства регенераторов.

Регенераторы подразделяются на два основных типа: трубчатые и пластинчатые. Каждый из них имеет свои достоинства и недостатки, однако опыт проектирования и эксплуатации ТОА обоих типов позволяет сделать вывод о несомненном преимуществе трубчатого регенератора перед пластинчатым. Так, например, фирма GEA (Германия), занимающаяся разработкой регенераторов различного типа с 1957 года, в основном для ГТУ General Electric, и использующая при этом опыт создания паровых котлов, выполняет регенераторы трубчатыми; утверждая, что удлинением труб с увеличением их числа можно достигнуть эффективности регенератора, повышая КПД всей ГТУ, без применения давления на стороне газа и воздуха.

Конструкция первого поколения трубчатых регенераторов представляла собой кожухотрубчатый ТО, одноходовой по выхлопным газам и восьми ходовой по воздуху с общим противоточным движением теплоносителей. Ее основной недостаток - большая масса и необходимость в связи с этим осуществлять сборку при строительстве.

Следующее поколение трубчатых регенераторов - регенераторы гексагонального типа, они отличаются большей поверхностью теплообмена и требуют меньше затрат на монтаж. Трубчатый регенератор гексагонального типа состоит из шести вертикальных трубных пучков, выхлопные газы входят снизу и делают шесть или восемь ходов перед выходом в атмосферу.

Сжатый воздух поступает снизу, по центральной трубе поднимается вверх, где распределяется по трубным пучкам и затем направляется вниз. Такая система обеспечивает общее противоточное движение теплоносителя. Обычно в первом ходе используют гладкие трубы для сведения к минимуму возможности окисления металла, а в остальных ходах - трубы с небольшим коэффициентом оребрения .

В 1973 году была разработана новая конструкция трубчатых регенераторов - башенного типа. В новой конструкции также имеется центральная труба, но в трубных пучках используются гладкие трубы с небольшим шагом, чтобы уменьшить относительно компактный теплообменник. Выхлопные газы входят снизу, обтекают трубы и выходят в атмосферу. Воздух поступает также снизу, проходит через центральную трубу и далее идет вниз чистым противотоком. В этом типе регенератора применяют трубки из углеродистой или легированной стали для повышенных температур. Опорная трубная доска, выполненная в виде «сот» обеспечивает устойчивость труб.

Башенный регенератор пригоден для работы ГТУ с низкосортным (грязным) топливом.

В 1975 году была создана новая конструкция трубчатого регенератора (без центральной колонны с U-образными трубками). Такие регенераторы обеспечивают хорошее тепловое расширение и необходимую компенсацию в случае неравномерного температурного поля теплоносителей.

Основные достоинства трубчатых регенераторов - их надежность и отсутствие утечек. Гексагональные регенераторы, установленные на Транс канадском газопроводе, проработали 14 лет без обслуживания и ремонта. За этот период утечек воздуха не было. Высокая надежность и ресурс, постоянство характеристик трубчатых регенераторов делают их преимущественнее по сравнению с пластинчатыми. На ряде компрессорных станций пластинчатые регенераторы были заменены на трубчатые. Средняя наработка составила 51400 часов без утечек и с минимальным обслуживанием.

В процессе разработки и проектировании регенераторов различного типа перед фирмами-разработчиками ставится задача, связанная с проблемой интенсификации теплообмена.

Шведская фирма Kommand; Tbolaget United Sterling AB&Co предлагает свой способ решения проблемы интенсификации процесса теплообмена. В запатентованном фирмой трубчатом ТО (англ. патент класса F45, № 1423496) предлагается на внешней поверхности труб накатывать винтовые канавки встречных направлений, которые создают на внутренней поверхности труб выступы, способствующие турбулизации потока газов в трубах. Накатка, кроме того, делает трубы более эластичными и повышает прочность ТО.

Для турбулизации потока вокруг труб предлагается пространство между трубами заполнить мелкими шариками из материала с большой теплопроводностью, собранных в пакеты.

Кроме проблемы интенсификации теплообмена немаловажной проблемой является компенсация напряжений, возникающих в регенераторах. Одним из способов решения этой задачи является способ, предложенный и запатентованный фирмой Joseph Lucas Ltd. (Англия) (англ. патент кл. F45 № 1261183).

Трубчатый ТО, в котором возникают растягивающие напряжения в трубах, предлагается компенсировать путем стягивания торцов ТО равномерно расположенными вокруг кожуха стержнями, причем стягивающие усилия пропорционально растягивающим силам. С этой целью каждый стержень одним концом жестко скреплен с кронштейном кожуха, а другой конец соединен с поршнем в цилиндре, к которому подводится масло под давлением. Давление масла создается плунжером, соединенным с двумя поршнями в воздушном цилиндре, причем один поршень нагружен давлением в межтрубном пространстве, а другой - давлением в трубках. При увеличении какого-либо из этих давлений (или обоих) поршни перемещают плунжер, и натяжение стержней увеличивается. Положительное давление в магистрали поддерживается насосом.

В этой же связи необходимо отметить, что фирма ОЕА (Германия) для компенсации термических напряжений на протяжении ряда лет занимается разработкой трубчатого регенератора с промежуточным теплоносителем, утверждая, что к преимуществам таких ТО относятся простота конструкции, малое гидравлическое сопротивление, отсутствие смещения и утечек рабочего тела. Общий КПД энергетической ГТУ с такими ТО только за счет устранения утечек может быть повышен с 20 до 25%.

...