Модернизация газотурбинной установки ГТК-10И с реконструкцией действующей камеры сгорания

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Трубопроводный транспорт природного газа является одной из важнейших социально-экономических задач Республики Казахстан, так как является практически единственным средством доставки его от мест добычи к местам потребления.

Эксплуатация зарубежных газоперекачивающих агрегатов с турбинным приводом на компрессорных станциях СССР началась в 1975 году с пуском агрегатов «Центавр» производства фирмы «Солар» (США).

На сегодняшний день около 60% парка импортных газоперекачивающих агрегатов составляют агрегаты ГТК-10И и ГТК-25И (ИМ), представляющие собой центробежный нагнетатель с приводом от газотурбинной установки промышленного типа. Аналогичной конструкцией обладают такие газовые турбины как ГТН-16 производства ПО «Турбомоторный завод», ГТН-25 производства ПО «Невский завод» имени Ленина (НЗЛ). У остальных типов зарубежных агрегатов приводом нагнетателя служит газотурбинная установка выполненная на основе авиационного двигателя. Их аналогами служат широко распространенные агрегаты ГПА-Ц-6,3 и ГПА-Ц16 производства Сумского машиностроительного производственного объединения.

В силу изменения рыночных условий возникает потребность в больших объемах газа, следовательно, существует необходимость увеличения подачи газа, что вызовет не только проблемы технологически - эксплуатационного характера, но и реконструкцию существующих газотранспортных систем.

В связи с этим возникают определенные трудности связанные с увеличением мощности существующего парка ГПА на компрессорных станциях и повышенными экологическими требованиями к ГПА в области выбросов загрязняющих веществ. Для выполнения этих задач особое внимание отводится решению экологических вопросов. В этом плане к разработке мероприятий, реконструкции и модернизации оборудования ГПА привлекаются научно-исследовательские, конструкторские учреждения и организации, техническо-экономические отделы промышленных предприятий, иностранные фирмы имеющие опыт работы в этой области.

В последние 10 - 15 лет все газотурбинные фирмы мира ведут интенсивную работу по созданию камер сгорания с организацией сжигания предварительно смешанных топливовоздушных смесей с коэффициентом избытка воздуха в зоне горения аI = 1,9 - 2,5. при внедрении этого способа сжигания в камерах сгорания практически всех ведущих газотурбинных фирм получены концентрации оксидов азота на рабочих режимах не выше 8 - 25 млн-1 (О2 = 15%). Однако при отработке и эксплуатации камер сгорания с сжиганием «бедных» гомогенных топливовоздушных смесей возникают серьезные проблемы по обеспечению её надежной эксплуатации и получения гарантированных показателей по вредным выбросам. Их удается избежать при создании малотоксичных камер сгорания с использованием современных методов расчета, экспериментальных исследований и эксплуатационного опыта.

1. ОБОСНОВАНИЕ ТЕМЫ ПРОЕКТА

1.1 Краткая характеристика объекта

Уральское Линейно-Производственное Управление Магистральных газопроводов (УЛПУ МГ) было образовано в 1975г. Строительство газопроводов осуществлялось: МГ «Союз» - до декабря 1975г., и МГ «Оренбург - Новопсков» - до февраля 1976г. Размер труб по МГ «Союз» составляет 1420 мм, по МГ « Новопсков» - 1220 мм. Обе нитки газопроводов проходят по территории Западно-Казахстанской области в юго-западном направлении. Газопроводы в некоторых местах пересекают водные преграды реки Деркул, Чаган, Чижа, множество оврагов и балок. Обе нитки МГ проходят на равном удалении друг от друга на всех участках. В своем составе МГ «Союз» и «Оренбург-Новопсков» на территории ЗКО имеют 2 действующие компрессорные станции «Уральск» и «Чижа» расстояние между которыми составляет 125км. Расчетное давление в МГ «Союз» - 75кгс/см2, в МГ «Оренбург - Новопсков» - 55кгс/см2.

Климат Западно-Казахстанской области отличается высокой континентальностью, которая возрастает с северо-запада на юго-восток. Континетальность проявляется в резких температурных контрастах дня и ночи, зимы и лета, в быстром переходе с зимы на лето. Для всей области характерен дефицит атмосферных осадков, малоснежье, сильное сдувание снега с полей, сухость воздуха.

Годовое количество осадков колеблется от 239 до 273 мм. и распределяется по сезонам года неравномерно; 40% всех осадков приходится на зимне-весенний период, а 60% на летне-осенний. Осадки выпадают крайне неравномерно по годам. В очень засушливые годы количество осадков за теплый период с температурой выше 100С может снизиться до 60 мм., а в наиболее влажные годы за указанный период выпадает 160-230 мм. Наибольшее количество осадков выпадает в июле, в южных районах - июне.

Для района характерны ветры восточного и юго-восточного направлений. Скорости ветра в зимние месяцы достигают 4,5 - 4,6 м/сек. Среднемесячная скорость ветра 3,6 - 5,7 м/сек. Особенно сильные ветры наблюдаются в феврале и марте. Штормовой ветер наблюдается от 25 до 41 дня, с пыльной бурей от 40 до 46 дней, с метелями от 22 до 39 дней, с грозами от 15 до 20 дней и с туманами от 31 до38 дней в году. Продолжительность устойчивых морозов около 110-115 дней в году. Устойчивый снежный покров образуется 3-10 ноября, а сходит 31 марта - 3 апреля. Продолжительность его составляет 119-131 день. Средняя высота покрова колеблется в пределах 24-27 см.

Относительная влажность воздуха характеризует степень насыщения воздуха паром и меняется в течении года в широких пределах, летом достигает 47 - 53%, зимой - 81-83%. Количество дней с влажностью менее 30% составляет в среднем 84 дня в году.

Климатические условия:

· Дорожно-климатическая зона - IV

· Наиболее холодный месяц - январь, средняя Т = -14,40С

· Наиболее жаркий месяц - июль, средняя Т = +230С

· Абсолютный максимум температуры воздуха - +450С

· Абсолютный минимум температуры воздуха - - 450С

· Среднегодовая температура - +4,20С

· Абсолютная годовая амплитуда - 820С

· Среднегодовое количество осадков - 302 мм.

· Среднемесячная средняя скорость ветра - 3,6-5,5м/с

· Среднегодовая средняя скорость ветра - 4,5 м/с

· По требованиям к дорожно-строительным материалам - умеренные

· По требованиям к бетону - суровые.

· Среднегодовое количество осадков 300 мм.

· Толщина снегового покрова ( с 5% запаса) 26 см.

· Нормативная глубина промерзания грунта:

- для суглинистых почв - 1,64 м.

- для песков - 2,00 м.

- для каменистого грунта - 2,42 м.

1.2 Характеристика производственной деятельности Уральского Линейно-производственного управления

Обеспечение основного производственного процесса КС - транспорт природного газа по МГ, осуществляется с помощью основного оборудования газоперекачивающих агрегатов и вспомогательных производств. Вспомогательные процессы на предприятиях МГ весьма разнообразны. Состав вспомогательных хозяйств МГ и газохранилищ определяется условиями работы, особенностями производственно-хозяйственной деятельности этих объектов и их мощностью. Так на газопроводах в состав вспомогательных служб входят:

1) линейно-эксплуатационная служба;

2) газокомпрессорная служба;

3) служба КИПиА;

4) служба энерговодоснабжения;

5) химическая лаборатория;

6) служба материально - технического обеспечения;

7) транспортная служба.

Линейно-эксплуатационная служба осуществляет непосредственное обслуживание и ремонт магистрали и сооружений на трассе газопровода с 170 по 322 км. Бригады по обслуживанию средств электрохимзащиты обслуживают станции катодной защиты, устройства дренажной и протекторной защиты, основная задача службы ЭХЗ - поддержание в технически исправном состоянии устройств защиты магистрали от почвенной коррозии и блуждающих токов.

Газокомпрессорная служба обслуживает основное и вспомогательное оборудование КС участвующее в транспортировке газа. Основными задачами службы является эксплуатация, текущее обслуживание и ремонт основного и вспомогательного оборудования КС, поддержание в технически исправном состоянии производственных средств и сооружений.

Служба КИПиА обслуживает средства автоматизации компрессорных цехов, вспомогательного технологического, оборудования и газораспредели-тельных станций. Основные задачи службы текущее обслуживание контрольно-измерительных приборов и автоматики, периодическая проверка их исправности, составление заявок на замену изношенных приборов, обработка картограмм, учёт и паспортизация средств автоматики, выполне-ние монтажных и наладочных работ. Бесперебойная работа систем и средств автоматизации, управления и связи обеспечивается службами, участками и группами КИПиА, связи и телемеханики.

Служба энерговодоснабжения обслуживает понижающие подстанции, линии электропередач, котельные, насосные, сантехнические сооружения и т.д. Основная задача службы - текущее обслуживание насосных, котельных, понижающих подстанций, водозаборных сооружений, линий электропередач, оборудования КС, установок по очистке воды, оборудования ГРС.

Химическая лаборатория проводит химические анализы масел, воды и газа, осуществляет контроль загазованности помещений компрессорных цехов, колодцев и ГРС.

Служба материально-технического снабжения обеспечивает в плановом порядке газопроводы материалами, запасными частями, оборудованием и т. д.

Транспортная служба осуществляет подвоз необходимых материалов и оборудования.

Линейная часть МГ.

МГ «Союз» на участках 170-489, 543-606 км общей протяженностью 382 км имеет диаметр трубопровода 1420 мм.

Для строительства использованы трубы импортного производства:

Ду 1420х26мм Ту48\56-74 (Маннесманн ФРГ)

Ду 1420х16,5мм Ту 56-741 (Маннесманн ФРГ)

Ду 1420х19,5мм Ту 48078ГТ (1ТАМ8ГОЕК, Италия)

Ду 1420х16,5мм Ту 48078ГТ (1ТАМ8ГОЕК, Италия)

В качестве противокоррозийных покрытий использованы изоляционные материалы:

Пленка «Поликен 980-20», «Нитто-53», «Фурукава» тип Рапко-ПМ;

Обертка «Бишоф» (ФРГ), Асахи-дау 45 (Япония), «Фурукава» тип Рапко-ПМ.

Тип изоляций 1+1 на участках I, II категории, 2+1 на участках I категории.

На компенсаторах МГ «Союз» минимальный радиус изгиба колен принят 90 из труб Д 1420х19,5мм. Радиус отводов принят Я=5 Ду=7000 мм из условия обеспечения прохождения очистного поршня.

На переходах через реки и балки в качестве балластировочных устройств использованы железобетонные утяжелители из бетона марки 200.

Узлы приёма и запуска поршней расположены на 245 и 370 км МГ и узел запуска на 545 км.

Максимальное рабочее давление в МГ 75кгс\см2.

Для строительства МГ «Новопсков» использованы трубы Волжского, Челябинского трубных заводов и фирмы Маннесманн (ФРГ).

Ду 1220х10,5мм 17Г2СФ ТУ 14-3-213-73;

Ду 1220х11мм 14Г2САФ ТУ 14-3-109-73;

Ду 1220х20мм Маннесманн ФРГ.

Трубы МГ «Союз» и МГ «Новопсков» сварены электродами типов: «Гарант» BR Д 3,25;4 мм, «Шварц ЗК» Д 3,25мм, Уони 13\55 Д 3;4мм, ФОКС ЕУ-5 Д 2,5;3мм, Феникс К50К Д 2,5;3,25;4мм.

Контроль сварочных швов производился физическими методами (гаммография) по ГОСТу 7512 - 69.

Максимальное рабочее давление в МГ 55кгс/см2

Максимальное рабочее давление после КС-5 «Ал-Гай» 75кгс/см2

Компрессорная станция.

Основным оборудованием КС «Уральск» являются газоперекачивающие агрегаты типа ГТК-10И. В цехе «А» газопровода «Союз» установлено 7 газоперекачивающих агрегатов типа ГТК-10И производства фирмы «AEG KANIS» (ФРГ), в цехе «Б» газопровода «Новопсков» установлено 4 газоперекачивающих агрегата производства фирмы «GENERAL-ELECTRIC» (США). Главной составной частью ГПА является газотурбинная установка MS-3002 мощностью 10МВт и центробежный полнонапорный нагнетатель модели RF2BB-30 производства фирмы «COOPER-BESSEMER» (США).

Газотурбинная установка модели MS-3002 представляет собой тепловой двигатель, предназначенный для преобразования энергии подводимого теплового потока в механическую мощность. Тип топлива, применяемого для пуска и эксплуатации газовой турбины - природный газ. КПД такой системы ? 25 %, т.е. только 25 % подводимой газовым потоком энергии подаётся на привод компрессора природного газа, примерно 75 % рассеивается с выхлопными газами в атмосферу. Газовая турбина состоит из 15-и ступенчатого осевого компрессора, 6 камер сгорания (установленных под углом 900 относительно оси газовой турбины), одноступенчатой осевой реактивной турбины (первая ступень), приводящей в действие компрессор, и одноступенчатой осевой турбины низкого давления со свободными или независимыми потоками (вторая ступень) приводящей в действие оборудование, создающее нагрузку - нагнетатель природного газа.

Принцип действия газовой турбины.

Изначально на компрессоре турбины высокого давления (первая ступень) создается указанное число оборотов при помощи пусковой турбины (турбодетандера) 4600 об/мин. В процессе раскрутки в осевой компрессор втягивается атмосферный воздух который проходит через 15 ступеней сжатия и под давлением до 6,8 кгс/см2 поступает в камеры сгорания. Топливо подается в камеры сгорания под давлением 10,7-11,5 кгс/см2 где происходит его смешивание со сжатым воздухом. Воспламенение горючей смеси происходит при помощи свечей зажигания установленных в 1, 3, 4 и 6 камерах сгорания. К свечам зажигания подается напряжение 15000 вольт. После зажигания горение в жаровом тракте турбины будет постоянным в присутствии потока воздуха, если продолжается подача топлива в камеры сгорания. Скорость получаемых продуктов сгорания (высокотемпературные газы под высоким давлением, Т = 12000С в камере сгорания и Т = 9250С перед рабочими лопатками ТВД) увеличивается в сопле турбины первой ступени, это сопло направляет поток газа на рабочие лопатки ротора турбины высокого давления (скорость продуктов сгорания перед ТВД близка к скорости звука). При прохождении расширяющихся газов через турбину высокого давления и столкновении с сопловыми лопатками второй ступени и рабочими лопатками турбины низкого давления (ТНД), за счет теплового перепада создается вращение ротора ТНД. Таким образом обеспечивается вращение осевого компрессора и оборудования создающего нагрузку.

Сопло турбины второй ступени функционирует таким же образом, как и сопло турбины первой ступени, то есть оно служит для увеличения скорости газов сгорания и для направления этих газов на лопатки турбины низкого давления (вторая ступень), с той лишь разницей, что сопло турбины низкого давления имеет поворотно-направляющий аппарат позволяющий изменять степень загрузки силовой турбины. Ротор турбины низкого давления передаёт своё вращение центробежному нагнетателю, который в свою очередь производит компримирование газа.

После прохождения через турбину продукты сгорания выпускаются в атмосферу.

Тепловая схема ГТУ представлена в Приложении 1.

Центробежные компрессоры модели RF2BB-30 производства фирмы «Купер-Бессемер» (США) использующиеся в ГПА ГТК-10И рассчитаны на максимальное рабочее давление в 84,5 кгс/см2. Компрессоры монтируются на фундаментной плите и имеют входной и выходной фланцевые соединения диаметром 762мм. На плите компрессора смонтированы два насоса уплотняющего масла, две ловушки-газоотделители высокого давления, бак дегазации и щит манометров. В верхней части корпуса компрессора смонтирован бак аварийного уплотняющего масла емкостью в 950 литров со смотровым стеклом, регулятором уровня и регулятором перепада «масло-газ». Смазочное масло для системы смазочного и уплотняющего масла компрессора подается из системы смазочного масла газовой турбины.

Компрессор состоит из трех основных узлов: корпуса, проточной части и вала в сборе. Проточная часть состоит из торцевой крышки и входного патрубка, направляющего аппарата на выходе, опоры, двух диафрагм, спиральной камеры на выходе, держателя лабиринтного уплотнения и самого лабиринтного уплотнения, двух рабочих колес и уравновешивающего поршня. Вал в сборе состоит из двух опорных подшипников, уплотнений, упорного подшипника, упорного кольца и вала рабочего колеса.

Корпус компрессора отлит из стали и рассчитан на большую скорость и высокое давление. Съемная торцевая крышка и входной патрубок обеспечивают доступ к узлам проточной части. В основании корпуса предусмотрены установочные болты для выравнивания.

Два сливных отверстия в нижней части корпуса позволяют слить излишнее масло или жидкость из корпуса компрессора. К нагнетательной стороне корпуса подсоединены предохранительные выключатели для защиты компрессора от чрезмерного давления на выходе и высокой температуры.

Входной направляющий аппарат расположенный на входной стороне рабочего колеса первой ступени, ослабляет турбулентность газового потока и направляет поток газа к рабочим колесам. Лабиринтные уплотнения препятствуют обратному потоку сжатого газа в направляющий аппарат.

Диафрагмы расположены между ступенями компрессора и служат для направления потока газа от рабочего колеса первой ступени к рабочему колесу второй ступени, а затем - к нагнетательной секции корпуса. Диафрагмы изготовлены из материала механит, диффузоры гладко отполированы.

Узел ротора состоит из рабочих колес первой и второй ступени, уравновешивающего поршня, упорного кольца, дистанционных деталей, шпонок, контргаек, контршайб и вала рабочего колеса. Рабочие колеса удерживаются на месте неподвижно посаженной стальной дистанционной деталью и стопорной гайкой вала. Рабочее колесо второй ступени поддерживается стальным уравновешивающим поршнем, который также посажен неподвижно и прикреплен к валу шпонкой. Рабочие колеса и вал балансируют отдельно; рабочие колеса прошли заводские испытания на скорость вращения при 115% максимальной непрерывной рабочей скорости, прежде чем их смонтировать и сбалансировать в сборе.

Опорные и упорные подшипники. Ротор опирается на два 5-сегментных опорных подшипника. Упорные подшипники типа «Кингсбери» состоят из двух самоустанавливающихся подшипников с шестью рабочими колодками в каждом, у которых вкладыши опираются на специальные детали называемые балансирами, за счет балансиров в подшипниках «Кингсбери» осуществляется равномерное распределение избыточной нагрузки между всеми вкладышами. Осевое давление ротора во время пуска поглощается внутренним, упорным подшипником, а осевое давление во время работы поглощается наружным активным упорным подшипником, расположенным с внешней стороны упорного кольца.

Масляные уплотнения используются для предотвращения утечек газа в систему смазки ГПА и атмосферу. Уплотнение «масло-газ» на стороне крышки ЦН состоит из двух плавающих, свободно закрепленных уплотнительных колец и двух лабиринтных уплотнений, уплотнение на стороне муфты состоит из двух плавающих уплотнительных колец и одного лабиринтного уплотнения. Уплотняющее масло под высоким давлением подается по маслопроводу к уплотнительным кольцам и протекает по кольцам как высокого, так и низкого давления. Это препятствует потоку газа вдоль вала и через уплотнения. Если какое-либо количество газа проходит по лабиринтному уплотнению, то он уносится в систему ловушки стекающим маслом. Требуемое давление уплотняющего масла поддерживается при помощи эталонного давления газа, которое подается по трубопроводу от камеры уравновешивающего поршня. Эталонное давление газа подается также к регулирующим клапанам перепада давления и к расположенному наверху баку уплотняющего масла.

Система подачи смазочного и уплотняющего масла компрессора имеет две функции - обеспечить подачу смазочного масла под низким давлением к подшипникам компрессора и подачу уплотняющего масла высокого давления к уплотнениям. Смазочное масло подается из системы смазки ГТУ со скоростью от 204 до 235 л/мин для смазки опорных и упорного подшипников компрессора. Опорный подшипник на стороне крышки использует от 30 до 38 л/мин, а опорный и упорный подшипники на стороне привода от 174 до 197 л/мин. Система подачи уплотняющего масла состоит из двух насосов винтового типа с приводом от двигателей, бака уплотняющего масла, установленного над компрессором, выключателей, клапанов и трубопроводов. Насосы получают масло из коллектора насосов системы смазки ГТУ в объеме от 136 до 163 л/мин и направляют его на уплотнения при давлении 66 кг/см.

Главный и вспомогательный насосы уплотняющего масла приводятся в действие от электрических двигателей и являются идентичными. Каждый насос обладает производительностью в 117,5 л/мин при скорости 2940 об/мин. Предохранительные клапаны направляют часть уплотняющего масла от нагнетательной стороны насоса к сливному трубопроводу маслоприемника смазочного масла, если давление уплотняющего масла превысит 78,7 кг/см. Поток уплотняющего масла подается насосами уплотняющего масла по трубопроводам к уплотнениям компрессора.

Бак уплотняющего масла емкостью 950 литров расположен наверху компрессора и обеспечивает подачу масла к уплотнениям компрессора в течение короткого времени (8-10 минут), если насос уплотняющего масла выходит из строя или компрессор останавливается.

Во время нормальной работы нанос уплотняющего масла подает масло на уплотнения компрессора и в бак уплотняющего масла. Давление газа компрессора от уплотнений подается в верхнюю часть бака через обратный клапан. Поплавковый клапан выпускает газ из бака во время заливки масла.

Выключатель регулятора уровня выполняет три функции. Если уровень масла понижается на 186 мм, то подается сигнал низкого уровня и включается вспомогательный насос уплотняющего масла. Если уровень масла падает на 310 мм, выключатель подает сигнал для останова компрессора.

Требуемый уровень давления уплотняющего масла в баке поддерживается с помощью регулятора перепада давления «масло-газ».

В случае аварийного останова открывается обратный клапан для подачи давления эталонного газа в бак. Под действием давления газа масло вытесняется из бака по трубопроводам на уплотнения компрессора для обеспечения безопасного останова. Для слива масла из бака существует дренажный кран.

Газовые ловушки (газоотделители) уплотняющего масла позволяют маслу стекать с уплотнительных колец «масло-газ» к дегазатору причем без потери давления газа в компрессоре. Ловушки снабжены поплавковыми клапанами, что позволяет стекаемому маслу собираться в ловушках и периодически дренироваться. Когда ловушка наполнится, автоматически открывается сток с помощью внутреннего поплавкового клапана. Вентиляционная линия, идущая от верхней части ловушки к линии уравновешивания осевого усилия, предназначена для направления газа обратно в компрессор без какой - либо утечки в атмосферу. Каждая ловушка имеет смотровое окно для наблюдения за уровнем масла внутри ловушки.

Во время пуска компрессора клапаны избыточного потока находятся в открытом положении, чтобы часть масла могла стекать непосредственно в дегазатор. Когда перепад давлений на клапане избыточного потока равен 0,14 кг/см, клапаны закрываются и все масло направляется через ловушки. Если поплавковый клапан не срабатывает его необходимо отремонтировать.

Для отсечки подачи масла в ловушку существует запорная арматура установленная на трубопроводах.

Чертеж общего вида ЦН представлен в Приложении 2.

Вспомогательное оборудование КЦ «А» МГ «Союз».

К вспомогательному оборудованию КЦ «А» МГ «Союз» относятся 6 установок грубой очистки технологического газа (пылеуловители), блок сбора конденсата (БСК), 2 группы аппаратов воздушного охлаждения газа (АВО газа), установка очистки пускового и топливного газа (СПТГ) состоящая из 2-х фильтр-сепараторов, блок подготовки топливного газа (БПТГ), блок осушки импульсного газа (газ на управление кранами обвязок нагнетателей ГПА) который включает в себя 4 осушителя, 2 буферные емкости импульс-ного газа с системой запорно-регулирующей и предохранительной арматуры, 2 аварийных турбогенератора собственных нужд, склад ГСМ с маслонасосной, установка подготовки охлаждающей жидкости.

Поток транспортируемого газа проходящий по магистральному газопроводу при работе КС в рабочем режиме проходя через линейный охранный кран №19.2 направляется во всасывающий коллектор станции через кран №7, при этом секущий кран №20 закрыт. На входе станции газ проходит грубую очистку в 6-ти пылеуловителях циклонного типа производства фирмы «Пирлесс» ФРГ и затем поступает в 2 группы внутрицеховых всасывающих коллекторов из которых имеются отводы на входные краны №11-71 ЦН ГПА.

Компримированный в центробежных нагнетателях до требуемого давле-ния газ через краны №12-72 поступает в 2 группы внутрицеховых нагнетательных коллекторов которые соединяются на входе в аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа.

Охлажденный до требуемой температуры (не более 400С) газ после АВО поступает в нагнетательный коллектор станции, минуя 2 обратных клапана предназначенных для предотвращения обратного потока газа, и далее через кран №8 и линейный охранный кран №21.2 поступает в магистральный газопровод.

В технологической схеме показаны 2 линии рециркуляции - линия рециркуляции станции (кран №6 с байпасной линией) соединяющая всасывающий и нагнетательный коллекторы и линии рециркуляции ГПА (краны №16,16а - 76,76а), которые выполняют функцию противопомпажной защиты станции и ГПА.

Отбор пускового, топливного газа на работу блока подготовки топливного газа и аварийного газа на работу блока осушки импульсного и приборного газа осуществляется как из всасывающего (краны №33.1,33.2), так и из нагнетательного коллекторов цеха (краны №34.1,34.2). Газ проходит тонкую очистку в двух сепараторах пускового и топливного газа №1 и №2 после чего, через подогреватели, приходит на замерный узел БПТГ где ведется учет его расхода при работе ГПА.

Компрессорный цех имеет систему трубопроводов пускового и топливного газа. Каждый ГПА, на входе в блок стопорного и регулирующего клапанов топливного газа и клапан VPR-40 пускового газа, имеет систему запорно-регулирующей арматуры включающей в себя ручные запорные устройства и шаровые краны с электроприводом управляемые дистанционно.

Газ поступающий в блок осушки проходит очистку, осушку в фильтрах-осушителях и накапливается в буферных емкостях рабочего и аварийного импульсного газа, после чего расходуется на работу запорной арматуры КС в рабочем порядке.

В состав узла подключения компрессорной станции входят - узлы приема и запуска очистных устройств с системой трубопроводов обвязки и запорной арматурой, краны №7,7а,7б,17 всасывающего коллектора, краны №8,8а,8б,18 нагнетательного коллектора и секущий кран №20 с байпасной линией (краны №20.1,20.2).

Технологическая схема КЦ «Союз» представлена в Приложении 3.

Надежная работа КС неразрывно связана с организацией ремонта и межремонтного обслуживания эксплуатируемого оборудования и аппаратуры. Техническое обслуживание и ремонт по фактическому техническому состоянию представляет собой совокупность правил по определению режимов и регламента диагностирования оборудования КС и принятию решений о необходимости его обслуживания, замены или ремонта на основе информации о фактическом техническом состоянии.

Все виды технического обслуживания осуществляются непосредственно на компрессорных станциях персоналом эксплуатационных и ремонтных организаций.

Под техническим обслуживанием понимается комплекс работ, проводимых для поддержания работоспособности оборудования в течение межремонтного периода. Техническое обслуживание предусматривает периодическое проведение осмотров и регламентных работ, таких, как регулировка, очистка, смазка, замена фильтрующих элементов, продувка и т.д. В задачи технического обслуживания входит также контроль режимов работы, соблюдение правил эксплуатации, инструкций фирм-изготовителей и инструкций по эксплуатации оборудования. Техническое обслуживание проводится без нарушения технического режима КС на работающих и резервных агрегатах. Средний и капитальный ремонты агрегатов предполагают вывод их в ремонт на определённое время.

Средний ремонт (СР) - это комплекс работ, проводимых с целью восстановления эксплуатационных характеристик агрегата путём ремонта или замены только повреждённых или изношенных деталей и узлов. При среднем ремонте проверяется состояние основных узлов и деталей ГПА.

Капитальный ремонт (КР) - наибольший по объёму комплекс ремонтных работ, который заключается в полной разработке агрегата и дефектации его узлов и деталей с их дальнейшей заменой или ремонтом. При капитальном ремонте независимо от степени износа должна производиться замена ресурсных деталей (лопаток, камер сгорания, роторов), выработавших свой ресурс. Причем ресурс детали существенно зависит от числа «горячих» (с зажиганием топливной смеси в камере сгорания) пусков агрегата(см. табл.). После сборки агрегата в процессе капитального ремонта осуществляются его комплексная проверка, регулировка, испытания.

Таблица 1 Периодичность технического обслуживания и ремонта импортных ГПА

Вид обслужива-ния или ремонта	ГТК-10И, ГТК-25И	«Коберра-182»
	Наработ- ка, час	Место проведе-ния	Средняя продолжи-тельность простоя	Наработ-ка, час	Место проведе-ния	Средняя продолжи-тельность простоя
ТО-1	660	КС	1	1000	КС	1
ТО-2	2000	КС	1	4000	КС	1
ТО-3	4000	КС	3	8000	КС	2
ТО-4	8000 16000	КС, КС, СРП	18	16000	КС, СРП	6
ТО-5	30000	КС, СРП	30	24000	КС, СРП	14

Таблица 2 Ресурс основных узлов и деталей импортных ГПА

Узел или деталь	Ресурс при числе пусков на 1000 ч наработки, ч
	1 пуск/1000 ч	10 пусков/100 ч	1 пуск/1000 ч
ТК-10И, ГТК-25И
Жаровая труба	48000	24000	12000
Переходный патрубок камеры сгорания	48000	24000	12000
Сопловая лопатка ТВД	30000	24000	16000
Рабочая лопатка ТВД	60000	48000	32000
Сопловая лопатка ТНД	60000	48000	32000
Рабочая лопатка ТНД	60000	48000	32000
Направляющая лопатка ОК	50000	50000	50000
Рабочая лопатка ОК	60000	50000	40000
Рабочее колесо нагнетателя	30000	26000	20000
Подшипники и уплотнения нагнетателя	30000	26000	20000

Виды очередного технического обслуживания или ремонта должны планироваться по наработке агрегата с начала эксплуатации или после последнего КР. Периодичность проведения технического обслуживания и ремонтов, кроме наработки, определяются также эксплуатационными показателями агрегата, числом горячих пусков и аварийных остановок, временем простоя в резерве между двумя очередными видами обслуживания или ремонта. Сроки проведения обслуживания или ремонта вспомогательного оборудования и систем должны совпадать со сроками принятыми для технического обслуживания и ремонта основного оборудования ГПА.

Порядок сдачи агрегата в ремонт и приемки его из ремонта

Руководство по организации планово-предупредительного ремонта (ППР) всего комплекса оборудования компрессорной станции осуществляется начальником газокомпрессорной службы (ГКС), а ответственность за выполнение системы ППР возлагается на начальника Линейно-производственного управления. Ответственность за качество, объемы и сроки проведения средних и капитальных ремонтов, осуществляемых специализированными ремонтными организациями, возлагается на руководителя работ. Для проведения ППР на компрессорной станции эксплуатационной организацией составляется план-график ремонтов. Сдачу агрегата в ремонт и приёмку из ремонта с оценкой качества ремонта осуществляет комиссия под руководством начальника ГКС.

При сдаче агрегата из ремонта комиссии предъявляется следующая документация - ведомость выполненного объёма работ, график проведённого ремонта, ремонтные формуляры на агрегат и отдельные важнейшие его узлы, справка о трудозатратах на ремонт, ведомость расхода запасных частей и материалов, акт готовности ГПА к комплексному опробованию после ремонта.

Пуск агрегата после ремонта выполняется эксплуатационным персоналом компрессорной станции по разрешению диспетчерской службы газотранспортного объединения. Для определения технического состояния ГПА проводятся приёмо-сдаточные послеремонтные испытания. После завершения испытаний агрегат должен проработать непрерывно под нагрузкой 72 часа на режимах, определяемых условиями работы КС. Сдача агрегата из ремонта в эксплуатацию оформляется типовым актом, который подписывается представителями ремонтной и эксплуатационной организаций.

По результатам приёмо-сдаточных послеремонтных испытаний ГПА комиссией даётся характеристика его технического состояния и оценка качества произведённого ремонта (отлично, хорошо), которая указывается в акте сдачи агрегата из ремонта в эксплуатацию. Оценка качества ремонта выполняется на основании ремонтных формуляров, технико-экономических показателей работы ГПА под нагрузкой до ремонта и после него, а также эстетического состояния агрегата.

Общая оценка технического состояния ГПА и качества произведённого ремонта определяется по следующим показателям:

Таблица 3 Уровни вибрации контролируемых узлов импортных ГПА

Тип ГПА	Контро-лируемый узел	Число штатных датчиков вибрации	Контро-лируемый параметр вибрации	Уровень вибрации, соответствующий
				Ремонту с оценкой «отлично»	Ремонту с оценкой «хорошо»	Предупр. игнали-зации	Авар. останову
ГТК-10И ГТК-25И	Корпус подшип-ника турбо-компрес-сора	1	Средняя квадрати-ческая виброско-рость, мм/с	4,5	7,1	12,7	25,4
	Корпус подшип-ника ТНД	1	То же	4,5	7,1	12,7	25,4
	Нагнета-тель	4	Размах вибропере-мещения ротора, мкм	25	35	63,5	76,2
«Ко-берра-182»	Корпус осевого компресс-сора газогене-ратора	1	Размах вибропере-мещения корпуса, мкм	30	45	88	100
	Корпус турбины газогене-ратора	1	То же	15	25	50,8	63,5
	Силовая турбина	1	Размах вибропере-мещения ротора, мкм	25	35	63,5	76,2
	Нагнета-тель	4	То же	25	35	63,5	76,2

мощность ГПА должна быть восстановлена до номинального значения, допускается снижение мощности не более 5%;

уровни вибрации в контролируемых точках не должны превышать значений, указанных в таблице 4;

температурный перепад на подшипниках ГТУ для агрегатов ГТК-10И и ГТК-25И не должен превышать 30С для оценки «хорошо» и 20 С для оценки «отлично»;

температура масла на выходе из подшипников не должна превышать 80С;

неравномерность температурного поля перед турбиной, определяемая путём последовательного опроса всех термопар измеряющих температуру продуктов сгорания, не должна превышать 24С для оценки «хорошо» и 28 С для оценки «отлично».

При данной стратегии обслуживания и ремонта оборудование КС может эксплуатироваться до предотказового состояния обеспечивая максимально возможную наработку оборудования, систем и узлов ГПА и минимально возможных затрат на техническое обслуживание и ремонт.

Учитывая то, что часть основного оборудования КС «Уральск» и КС «Чижа» выработало гарантированный моторесурс (100 тыс м/час) на этих КС полным ходом ведутся работы по ресертификации ГТУ и ЦН с привлечением специалистов диагностических организаций РФ («Оргэнергогаз» г.Саратов и научно-производственной фирмы «Невинтермаш» г.С-Петербург).

На сегодняшний день, по результатам этой работы, четырем ГПА на КС «Уральск» и четырем на КС «Чижа» продлен ресурс по ГТУ на 30 тыс. м/часов и по ЦН на 50 тыс. м/часов. Начатая работа по ресертификации оборудования успешно продолжается. Несложно определить, что при среднегодовой наработке ГПА = 5000 м/часов агрегаты будут находиться в эксплуатации в ближайшие 6 лет без существенных материальных затрат.

Следует отметить, что в РАО «Газпром» РФ ГПА ГТК-10И первоначально установленные на газопроводах «Союз» и «Новопсков» уже частично демонтированы как неремонтопригодные и заменены на ГПА другого типа.

Высокий уровень «живучести» и ремонтопригодности ГПА на КС «Уральск» на мой взгляд достигнут за счет надлежащего уровня эксплуатации и ремонта на протяжении всего периода эксплуатации начиная с 1978 года.

За период с 2001 по 2006 годы на КС «Уральск» было выполнено 7 капитальных ремонтов ГПА. По цеху «Союз» 4 капитальных ремонта выполнены силами подрядной организации ОАО «Газэнергосервис» РФ. По цеху «Новопсков» 3 капитальных ремонта выполнены собственными силами ремонтного персонала компрессорной станции.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Технологический расчет ГПА

Удельная теплота сгорания газа.

Удельная теплота сгорания газа Q - это количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании 1м3 газа, выраженное в кДж или в ккал/м3. Объем газа принимается при нормальных (00С и 101325Па) или нестандартных условиях (200С и 101325Па). В теплотехнических расчетах приходится иметь дело с низшей и высшей удельной теплотой сгорания. Высшая удельная теплота сгорания газа Qв представляет собой количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании газа с образованием СО2, Н2О в жидком состоянии и N2. Низшая удельная теплота сгорания газа Qн представляет собой количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании газа с образованием СО2, Н2О в парообразном состоянии и N2.

При теплотехнических расчетах обычно используют низшую удельную теплоту сгорания газа. Единицей количества теплоты в Международной системе (СИ) является джоуль. Джоуль - это работа, которую совершает сила в 1Н на пути в 1м. В связи с тем, что джоуль практически очень малая величина, в технике используют кратные ей единицы: килоджоуль (кДж), мегаджоуль (МДж). Внесистемной единицей количества теплоты является калория. В практике получила распространение калория средняя, которая равна одной сотой части количества теплоты, сообщаемой 1г воды при нагреве её от 0 до 1000С. 1 калср равна 4,1868 Дж. 1 ккал равна 4186,8 Дж.

Удельную теплоту сгорания (высшую и низшую) природных газов вычисляют по их компонентному составу и величинам удельной теплоты сгорания его компонентов. Компонентный состав газа определяют хроматографическим методом и выражают в объемных долях %.

Удельную теплоту сгорания определяют по формуле:

Q = Q1 K1 + Q2 K2 + … + Qn Kn

где Q1, Q2, … Qn - удельная теплота сгорания (высшая или низшая) компонентов природного газа, кДж/м3); K1, R2, … Kn - содержание компонентов в объемных долях (%).

Результат определения теплоты сгорания газа вычисляют с погрешностью не более 4 кДж/м3 (1 ккал/м3). Окончательный результат округляют до 40 кДж/м3 (10 ккал/м3). В таблице 5 приведены значения удельной теплоты сгорания для некоторых компонентов природного газа при нормальных и стандартных условиях.

Таблица 5 Удельная теплота сгорания

Газ	Формула	Удельная теплота сгорания
		высшая	низшая
		кДж/м3	ккал/м3	кДж/м3	ккал/м3
При 00 С и 101325 Па (760 мм рт. ст.)
Метан	СН4	39820	9510	35880	8570
Этан	С2Н6	70310	16790	64360	15370
Пропан	С3Н8	101210	23170	93180	22260
При 200 С и 101325 Па (760 мм рт. ст.)
Метан	СН4	37070	8860	33410	7980
Этан	С2Н6	65380	15620	59850	14300
Пропан	С3Н8	93980	22450	86530	20670

Теплофизический расчет газовой смеси.

Для расчета основных теплофизических параметров газовой смеси транспортируемой на участке 172 - 322 км газопровода «Союз» были взяты исходные данные по паспорту на газ некондиционный отсепарированный.

Исходные данные:

Протяженность трассы L=150 км;

Рабочее давление P=8 Мра;

Компонентный состав газа приведен в таблице 6.

Таблица 6 Компонентный состав газовой смеси

Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	СО2	N2	N2S
Объемная доля компонентов ai	0.8093	0.0584	0.0217	0.0651	0.0083	0.0372

Определяем молекулярную массу газовой смеси [2];

где:

молекулярная масса компонента;

объемная доля компонента;

Определяем газовую постоянную газовой смеси [2]

см- молекулярная масса газовой смеси, кг/кмоль;

Rсм= ;

Таблица 7 Молекулярная масса, Ткр, и свойства газовой смеси

№	Газ	Молярная масса µ,	Ткр. Ткр., К	Крит. Объем	Крит. Степень сжатия Zкр.
1	2	3	4	5	6
1	Метан СН4	16,04	190,6	6,17х10-3	0,288
2	Этан С2Н6	30,07	305,46	4,95х10-3	0,285
3	Пропан С3Н8	44.09	369.9	4.60х10-3	0,281
4	Углерод СО2	44.01	304.26	2,14х10-3	0,274
5	Азот N2	28.02	126.2	3,20х10-3	0,290
6	Сероводород H2S	34.08	373.4	2,8х10-3	0,282

Определяем относительную плотность газа по воздуху [2]

;

где:

Rвозд. - газовая постоянная воздуха;

R=287;

Определяем критическую температуру газовой смеси [2]

Ткр.см.=

где:

Ткр - критическая температура компонента, 0К.

Ткр.см.==0,8093х190,6+0,0584х305,4+0,0083х126,2+0,0651х

304,2+0,0217х369,8+0,0372х373,4=214,8оК

Определяем критический объем газовой смеси [2]

( 2.6 )

где: Vi - критический объем компонента, кг\м3

=0,8093х6,17х10-3 +0,0083х3,2х10-3 +0,0651х

х 2,14х10-3 +0,0217х4,6х10-3 +0,0372х2,8х10-3=5,62х10-3 кг/м3

Определяем критическую степень сжатия газовой смеси

Определяем критическое давление газовой смеси [2]

где:Ркр - критическое давление, мПа.

Таблица 8 Коэффициенты динамической вязкости

Компонент	Динамическая вязкость компонентов (Р=0,1013 мПа, Т=273,150К)	Постоянная Сюзерленда, Si, K
Метан СН4	102,99х10-7	168
Этан С2Н6	84,57х10-7	277
Пропан С3Н8	73,58х10-7	347
Углерод СО2	140,20х10-7	292
Азот N2	165,92х10-7	116
Сероводород Н2S	150,2х10-7	202

Определяем плотность газовой смеси по условию входа.



где:Рвх. - давление на входе, мПа;

Твх. - температура на входе, 0К

Zвх. - степень сжатия газовой смеси на входе.

Определяем степень сжатия газовой смеси на входе [2]

Определяем приведенную плотность газовой смеси [2]

Определяем критическую плотность газовой смеси.

Определяем функцию приведенной плотности газовой смеси



Определяем удельную теплоемкость газовой смеси при различных условиях входа.

Принимаем Рвх=8МПа, Твх=303,15 0К

Поправка:

Принимаем Р = 8 мПа, Т = 273,15оК

Определяем относительную погрешность

Таблица 9 Постоянные для определения теплоемкости:

№	Газ	А0	А1	А2	А3
1	2	3	4	5	6
1	Метан СН4	41,205	-9,4802	3,2343	-0,22399
2	Этан С2Н6	36,790	-4,7361	4,4853	-0,37698
3	Пропан С3Н8	43,467	-5,4240	7,2168	-0,67282
4	Углерод СО2	20,810	6,3606	-0,29	-0,00637
5	Азот N2	29,040	0,1151	-0,0682	0,01327
6	Сероводород Н2S	26,03	2,53	-0,0195	0,0032

2.2 Выбор числа газоперекачивающих агрегатов

Выбор числа газоперекачивающих агрегатов на компрессорной станции производим с целью обоснования типоразмера КС. Выбор типоразмера нагнетателя производим по объемной суточной производительности с учетом оптимальной загрузки агрегата. Подбор привода для нагнетателя производим по требуемой мощности.

Предварительно выбираем для проектируемого газопровода

1 нитку Ду = 1420 мм.

Определяем оценочную пропускную способность базового газопровода по формуле:

способности, который, в свою очередь, определяется как:

К0и = Кро . Кэт . Кид = 0,96 . 0,98 . 0,99 = 0,922, где

Кро = 0,96 - коэффициент расчетной обеспеченности [1]

Кэт = 0,98 - коэффициент экстремальных температур [1]

Кид = 0,99 - коэффициент надежности [1]

Тогда, после подставки числовых значений, имеем:

Выбираем агрегат ГЕК - 10 И (США) с нагнетателем "Купер-Бессемер" (RF 288-30)

Основные данные газоперекачивающего агрегата.

Номинальная мощность - N0 = 9700 [квт]

Производительность - qагр = 16,5 млн.м3/сутки

Давление газа - на входе р= 37 кгс/см2 на выходе р= 54,0 кгс/см2

Температура газа - на входе Т = 80С

Номинальная частота вращения 6200 [об/мин]

Определяем количество агрегатов:

Принимаем три рабочих агрегата и один резервный. Агрегаты соединяем параллельно.

Определяем объемную производительность одного агрегата при условиях всасывания:

Q1= q0 / 3 = 52,06/3 = 17,35 млн.м3/сут. - суточная производительность одного агрегата.

pвс = плотность газа при условиях всасывания определим по уравнению состояния.

2.3 Расчет режима работы КС

Расчет режима работы КС производим с целью определения (уточнения ранее принятых допущений) числа и схемы работы газоперекачивающих агрегатов; частоты вращения ротора нагнетателя, позволяющую совместить характеристики линейной части и КС; мощности на привод нагнетателей от зоны помпажа.

В зоне максимального КПД производительность меняется в пределах 370 490.

Следовательно, частота вращения меняется в пределах:

Приведенный объемный расход на всасывании:

а) при минимальных оборотах ротора нагнетателя

б) при максимальных оборотах

Приведенная относительная частота вращения:

Zпр, [ Твх]пр , Rпр - приведенные параметры соответственно: коэффициент сжимаемости, температура на входе и газовая постоянная данного типа нагнетателя (принимаем по характеристике нагнетателя). В конкретном случае соответственно равны:

Zпр= 0,91 [ Твх]пр = 288 К Rпр =490

а) для минимальной частоты вращения

б) для максимальной частоты вращения

По характеристике находим степень сжатия:

а) для минимальных оборотов Е = 1,21

Следовательно, при частоте вращения n = 8266 [об/мин], наблюдается перегрузка ГПА.

2. Для дальнейших расчетов принимаем за расчетную частоту вращения n = 6240 [об/мин].

Тогда приведенный объемный расход на всасывании:

Приведенная относительная частота вращения

По характеристике нагнетателя находим степень сжатия Е = 1,46, приведенную относительную внутреннюю мощность.

КПД пол = 0,86

Рассчитываем потребляемую нагнетателем внутреннюю мощность.

3. Мощность на валу привода нагнетателя

N =Ni + Nмех= 9701+100=9801 [кВт],

где Nмех= 100 [кВт] - мощность, расходуемая на преодоление механических потерь при газотурбинном приводе.

4. Давление газа на выходе из нагнетателя.

Рн =Е . Рвх = 1,46 . 3,7 = 5,4 [мПа]

Температура газа после нагнетателя. пол = 0,86 - политропический КПД.

2.4 Тепловой расчет технологического оборудования

Тепловой расчет выполняем с целью определения температуры транспортируемого продукта, выполнения оценки теплового состояния стенок трубопровода, технологического оборудования, а также потерь (притоков) тепла в различных элементах трубопроводов и их термических сопротивлений. Для выполнения теплового расчета определим в начале теплофизические параметры газа.

Средняя избранная теплоёмкость смеси.

- температура окружающей среды;

Кср = 0,5 . (Кв + Кн)

- общий коэффициент теплоотдачи от газа в окружающую среду для подземного газопровода;

Кн = [Rиз + Rк + Rсн + Rв]-1

- коэффициент теплопередачи вниз;

Кв = [Rиз + Rгр]-1

- коэффициент теплопередачи вверх.

- ширина траншей в сечении и на уровне оси трубы.

в = 2,2 m - ширина траншей по верху.

Находим коэффициент теплопроводности грунта.

ГР= 1,74 вm / (мк)

CH= 0,3 - толщина снежного покрова.

СН= 0,1 вm / (мк) - коэффициент теплопроводности снежного покрытия для свежевыпавшего снега.

Кн = [Rиз + Rк + Rсн + Rв]-1 =[0,1+0,1+1,12+0,011]-1 = 0,75

Кв = [Rиз + Rгр]-1 = [0,1+0,036]-1= 7,3;

То = - температура внешней среды.

Тв = 243 К; Т *гр = 263 К

- температура на январь месяц.

2.5 Устройство и работа системы автоматического регулирования

Основная задача системы регулирования - поддержание заданного режима работы газотурбинной установки, т.е. обеспечение требуемой мощности при установлении частот вращения валов турбин и температуры продуктов сгорания ниже предельно допустимых значений. Необходимая мощность турбины, частота вращения силового вала и температура перед турбиной регулируются САР путем изменения количества топлива, подаваемого к горелкам камеры сгорания.

Важнейшей функцией, выполняемой САР, является экстренная остановка турбины в ситуациях, предвещающих аварию: при возникновении осевого сдвига валов на 0,8 - 1 мм, при достижении максимально допустимой частоты вращения валов турбины высокого давления (5300 мин-1), турбины низкого давления (5350 мин-1) и турбодетандера (9100 мин-1) и т.д.

В САР предусмотрена защита осевого воздушного компрессора от помпажа. Кроме того, во время пуска САР осуществляет автоматическое управление сцепной муфтой турбодетандера и клапаном на подаче пускового газа; предотвращает зажигание факела в камере сгорания до ее продувки воздухом.

Устройство системы регулирования

Система автоматического регулирования выполнена по схеме непрямого регулирования с пневматическими серводвигателями и усилителями (Рис.1). Воздух для работы серводвигателей поступает из воздушного станционного коллектора. Перед использованием в системе воздух охлаждается и очищается в блоке воздухоподготовки, а также регулируется до давления 0,14 МПа. Это давление поддерживается регулятором давления "после себя". Вентиль на подводящем трубопроводе к регулятору используется для отключения подачи воздуха к системе, когда агрегат надолго выведен из работы.

Основными регулирующими органами системы являются стопорный и регулирующий клапаны, положение которых определяет количество газового топлива, подводимого из станционного коллектора к камере сгорания. В топливном коллекторе станционными средствами поддерживается давление 1,5 МПа. В качестве привода этих клапанов используются мембранные пневматические сервомоторы.

Основным регулятором является регулятор скорости, поддерживающий заданную частоту вращения вала нагнетателя. Импуль - сом регулятору служит напор от масляного насоса - импеллера, установленного на силовом валу турбины. Регулятор скорости снабжен механизмом задатчика частоты вращения, подключенным к системе автоматического и дистанционного управления. Максимальная температура перед турбиной ограничивается с помощью ограничителя приемистости.

Основные связи в пневматической системе обеспечиваются двумя рабочими линиями - проточной и предельной защиты.

В проточную линию воздух поступает из коллектора постоянного давления через дроссельную шайбу диаметром 4 мм. Проточная линия осуществляет связь между гидродинамическим регулятором скорости, ограничителем приемистости, отсечным золотником, золотником с электромагнитным приводом малоинерционного регулятора температуры и серводвигателем регулирующего клапана. В регуляторе скорости и ограничителе приемистости воздух из проточной линии может выпускаться в атмосферу. Количество выпускаемого воздуха определяет давление в проточной линии, а оно, в свою очередь, положение регулирующего и выпускных клапанов. При давлении около 0,12 МПа, когда выпуск воздуха практически отсутствует, регулирующий клапан полностью открыт, а воздушные выпускные клапаны закрыты. По мере снижения давления регулирующий клапан будет прикрывать...