Експлуатація газоперекачувальних агрегатів

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вступ

Природні горючі гази є екологічними та універсальними теплоносіями, здатними замінити тверде та рідке паливо в побуті, в міському та енергетичних господарствах, у промисловості та транспорті.

Газова промисловість України є важливою галуззю паливної промисловості країни. У 70-х роках газова промисловість України розвивалася швидкими темпами. Ці темпи були вищими порівняно з іншими галузями паливно-енергетичного комплексу країни. Розвиток народного господарства в сучасних умовах пов'язано зі значним зростанням споживання газу. Заміна газом інших менш економічних видів палива дозволила за минулі десятиліття отримати значну економію в експлуатаційних витратах підприємств.

Широкого розмаху по газифікації міст і населених пунктів визначив необхідність створення нового виду господарювання - газового. Газове господарство міст являє собою складну інженерну систему, в яку входять газові мережі, системи резервування і установки для спалювання газу.

У сучасній Україні створено потужне газове господарство, яке безпосередньо впливає на технічний прогрес і розвиток багатьох найважливіших галузей промисловості, і сільське господарство. Застосування газу для технічних потреб промисловості знижує вартість палива, сприяє підвищенню продуктивності і поліпшенню якісних показників роботи агрегатів.

Основне завдання газових господарств - безперебійне, надійне і економічне газопостачання споживачів. Експлуатація газопроводів і газового обладнання в містах та населених пунктах здійснюється спеціалізованими підприємствами газового господарства.

Газопроводи і газове обладнання, що знаходяться на балансі промислових, комунальних і сільськогосподарських підприємств, обслуговуються газовими службами цих підприємств або підприємствами газового господарства за договорами.

1. Улаштування компресорної станції магістрального газопроводу

газопровід компресорний паливний магістральний

Як відомо, всі основні родовища газу розташовані на значній відстані від великих споживачів. Подача газу до них здійснюється по магістралях газопроводів різного діаметру. При русі газу через різного роду гідравлічних опорів по довжині трубопроводу відбувається падіння його тиску, що призводить до зниження пропускної здатності газопроводу. Тому транспортувати газ в достатній кількості і на великі відстані тільки за рахунок природного пластового тиску можна.

Для підтримки заданого витрати газу, що транспортується і забезпечення його оптимального тиску в трубопроводі по трасі газопроводу встановлюються компресорні станції (КС). Сучасна компресорна станція це складна інженерна споруда, що забезпечує основні технологічні процеси з підготовки і транспорту природного газу.

Компрессорна станція невід'ємна і складова частина магістрального газопроводу забезпечує транспорт газу за допомогою енергетичного обладнання, встановленого на КС. Вона служить керуючим елементом в комплексі споруд, що входять в магістральний газопровід. Саме параметрами роботи КС визначається режим роботи газопроводу. Наявність КС дозволяє регулювати режим роботи газопроводу при коливаннях споживання газу, максимально використовуючи при цьому акумулюючу спроможність газопроводу. На магістральних газопроводах розрізняють три основних типи КС: головні, лінійні і дожимні.

Головні компресорні станції (ГКС) встановлюються безпосередньо після газового родовища і призначені вони для підтримки необхідного тиску технологічного газу для його подальшого транспорту по магістральних газопроводах, коли в результаті розробки газового родовища пластовий тиск в ньому знижується.

Характерною особливістю ГКС є високий ступінь стиснення на станції, що забезпечується послідовною роботою кількох газоперекачувальних агрегатів (ГПА). На ГКС пред'являються підвищені вимоги до якості підготовки технологічного газу - очищення від механічних домішок, осушення від газового конденсату і вологи, а так само видалення, за їх наявності, побічних продуктів: сірководню, вуглекислоти і т.д.

Лінійні компресорні станції встановлюються на магістральних газопроводах, як правило, через 100 - 150 км. Призначенням КС є компримування надходить на станцію природного газу, з тиску входу до тиску виходу, обумовлених проектними даними, для забезпечення постійної і заданої витрати газу по магістральному газопроводу. Великі магістральні газопроводи будуються в основному на тиску Р = 5.5 і 7.5 МПа.

Дожимні компресорні станції (ДКС) встановлюються на підземних сховищах газу (ПСГ). Призначенням ДКС є подача газу в підземне сховище газу від магістрального газопроводу та відбір природного газу з підземного сховища (як правило, в зимовий період часу) для подальшої подачі його в магістральний газопровід або безпосередньо споживачам газу. ДКС будуються також і на газовому родовищі при падінні пластового тиску нижче тиску в магістральному трубопроводі. Відмінною особливістю ДКС від лінійних КС є високий ступінь стиснення, поліпшена підготовка технологічного газу (осушувачі, сепаратори, пиловловлювачі), що надходить з підземного сховища, з метою його очищення від механічних домішок і вологи, що виноситься з газом.

Близько споживачів газу будуються також газорозподільні станції (ГРС), де газ редукується до необхідного тиску (Р = 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачею його в мережі газового господарства.

Відповідно, до складу основного обладнання входять:

1 - вузол підключення КС до магістрального газопроводу;

2 - камери запуску і прийому очисного пристрою магістрального газопроводу;

3 - установка очищення технологічного газу, що складається з пиловловлювачів і фільтр сепараторів;

4 - установка охолодження технологічного газу;

5 - газоперекачувальні агрегати;

6 - технологічні трубопроводи обв'язки компресорної станції;

7 - запірна арматура технологічних трубопроводів обв'язки агрегатів,

8 - установка підготовки пускового та паливного газу,

9 - установка підготовки імпульсного газу;

10 - різне допоміжне обладнання;

11 - енергетичне обладнання;

12 - головний щит управління і система телемеханіки,

13 - обладнання електрохімічного захисту трубопроводів обв'язки КС.

Обладнання та обв'язка компресорних станцій пристосовані до змінного режиму роботи газопроводу. кількість газу, що перекачується через КС, регулюється включенням і відключенням працюють газоперекачувальних агрегатів, зміною частоти обертання силової турбіни ГПА з газотурбінним приводом і т. п. Однак у всіх випадках прагнуть до того, щоб необхідну кількість газу перекачати меншим числом агрегатів, що призводить, природно, до меншого витраті паливного газу на потреби перекачування і, як наслідок до збільшення подачі товарного газу по газопроводу.

Регулювання пропускної здатності газопроводу відключенням роботи окремих КС при розрахунковій продуктивності газопроводу зазвичай не практикується через перевитрати енерговитрат на компримування газу при такій схемі роботи. І тільки в тих випадках, коли подача газу по газопроводу помітно знижується, порівняно з плановою (наприклад, влітку), окремі КС можуть бути тимчасово зупинені. Всі раніше сказане свідчить про те, що транспорт газу на великі відстані є дуже складну технічну задачу, від вирішення якої багато в чому залежить розвиток газової промисловості та економіки країни в цілому.

2. Розрахунково-конструкторська частина

2.1 Вихідні дані

=29,3 -

Розрахунок кількості газоперекачувальних агрегатів (ГПА) в КЦ

Виробляємо технологічний розрахунок кількості газоперекачувальних агрегатів (ГПА) в КЦ:

n===2,11. (1)

Приймаємо кількість ГПА в КЦ = 2 шт.

В резерв приймаємо = 1 ГПА

Всього в КЦ буде встановлено ГПА: = + = 2+1 = 3 ГПА

В КЦ встановлено 3 ГПА марки ГТК-10.

Номінальну витрату паливного газу для ГТУ визначаю за формулою:

, (2)

.

Фактични витрати паливного газу для ГТУ визначають за формулою:

, (3)

.

2.2 Розрахунок кількості масла для ГПА КЦ

, (4)

Часова витрата масла ГТК-10 складає:

, (5)

.

Витрата масла не перевищує норму в розмірі

Витрата масла для усіх ГПА КЦ дорівнюватиме:

, (6)

.

Витрата масла на допоміжне обладнання КЦ визначається:

, (7)

.

Загальни витрати масла в ГПА і в допоміжному обладнанні складають:

+, (8)

140+28.

Виходячи з норм тримісячного запасу масла на КС, загальна кількість масла має дорівнювати:

, (9)

.

На складі КС повинно бути не менш ніж 15,12 тон турбинного масла.

2.3 Розрахунок кількості паливного газу для роботи ГПА компресорного цеху

Визначаємо витрату паливного газу в КЦ, яккий складається з 4 ГПА типу ГТК-10:

, (10)

.

Добова витрата ПГ для КЦ складає:

, (11)

=.

Умовні позначення:

- продуктивність всіх ГПА компресорного цеху магістрального газопроводу, млн /добу;

- продуктивність ГПА, млн /добу;

- номінальна потужність ГТУ, МВт =10,2МВт;

- номінальний ККД ГТУ, =25,7%;

-низшая теплота сгорания, =34450 кДж/ ;

- номінальна потужність потужність ГПА, = 9,1МВт;

- фактична температура повітря перед ОК, С =8С;

- фактична температура повітря перед ОК, С =15С;

-фактичний тиск повітря перед ОК, МПа =0,1006 МПа;

-номінальний тиск повітря перед ОК, МПа =0,1033 МПа;

П - втрати газу в ГПА, 0.5%;

- обсяг маслосистеми ГТК-10 ;

-щільність турбінного масла, =875,5 кг/;

-часова витрата масла кг/год;

- час роботи ГПА на добу, години;

-добова витрата масла кг/добу;

-кількість встановлених ГПА в КЦ;

-витрата масла на допоміжне обладнання;

а - норма втрат масла, а=20%;

-загальні втрати масла, кг/добу;

G - загальна кількість масла, кг;

-тимчасовий запас масла добу,=90діб.

2.4 Пояснення технологічної схеми обв'язки ГПА

Компресорна станція залежно від числа ниток магістральних газопроводів може складатися з одного, двох і більше компресорних цехів, обладнаних одним або декількома типами ГПА. Як правило, кожен цех КС працює на свій газопровід. Через технологічних міркувань транспорту газів, компресорні цехи можуть бути з'єднані спеціальними перемичками, на вході і виході станції.

Типова технологічна обв'язка компресорного цеху призначена для забезпечення прийому на станцію транспортується по газопроводу технологічного газу, його очищення від механічних домішок і краплинної рідини в спеціальних пиловловлювачах і фільтр-сепараторах, розподілу потоків газу по газоперекачувальних агрегатів із забезпеченням їх оптимального завантаження, можливості охолодження газу після його компримування перед подачею в газопровід, виведення цеху для роботи на «стаціонарне кільце» при пуску і зупинці, а так само транзитного проходу транспортованого газу по магістральному газопроводу, минаючи КС. Крім того, технологічна обв'язка компресорного цеху повинна забезпечувати можливість скидання газу в атмосферу з усіх його технологічних газопроводів через спеціальні свічкові крани.

Залежно від типу відцентрових нагнітачів, використовуваних на КС, розрізняють дві принципові схеми обв'язок ГПА:

- Схему з паралельною, колекторної обв'язкою, характерну для полнонапорних нагнітачів;

- Схему з послідовною обв'язкою, характерну для неполнонапірних нагнітачів.

Повнонапірні нагнітачі. Проточна частина цих нагнітачів сконструйована таким чином, що дозволяє при номінальній частоті обертання ротора створити ступінь стиснення до 1,45-1,50, яка визначається розрахунковими проектними тисками газу на вході і виході компресорної станції.

Неповнонанірні нагнітачі. Проточна частина цих нагнітачів розрахована па ступінь стиснення 1,23-1,25. В експлуатації буває необхідність у дво - або трехступенчатом стисненні, тобто у забезпеченні ступеня стиснення 1,45 і більше. Останнє характерно в основному для станцій підземного зберігання газу. За цією схемою газ із магістрального газопроводу з умовним діаметром 1220 мм (Ду 1200) через охоронний кран №19 надходить на вузол підключення КС до магістрального газопроводу. Кран №19 призначений для автоматичного відключення магістрального газопроводу від станції у разі виникнення будь-яких аварійних ситуацій на вузлі підключення, в технологічній обв'язці компресорної станції, цеху або обв'язки ГПА.

Після крана №9 газ надходить до вхідного крану №7, також розташованому на вузлі підключення. Кран №7 призначений для автоматичного відключення компресорної станції від магістрального газопроводу. Вхідний кран №7 має обвідний кран №7 р меншого діаметру, який призначений для заповнення газом всієї системи технологічної обв'язки компресорної станції. Тільки після вирівнювання тиску в магістральному газопроводі і технологічних комунікаціях станції за допомогою крана №7 р проводитися відкриття крана №7. Це робиться, щоб уникнути газодинамічного удару, який може виникнути при відкритті крана №7, без попереднього заповнення газом технологічних комунікацій компресорної станції.

Відразу за краном №7 по ходу газу встановлений свічковий кран №17. Він служить стравлювання газу в атмосферу при виробництві профілактичних робіт. Аналогічну роль він виконує і при виникненні аварійних ситуацій на КС.

Після крана №7 газ надходить до установки очистки, де розміщені пиловловлювачі і фільтр сепаратори. У них він очищається від механічних домішок і вологи.

Після очищення газ по трубопроводу Ду1000, надходить у вхідний колектор компресорного цеху і розподіляється по вхідним трубопроводах ГПА Ду700 через кран №1 на вхід відцентрових нагнітачів.

Після стиснення в відцентрових нагнітачах газ проходить зворотний клапан, вихідний кран №2 і по трубопроводу Ду1000 надходить на установку охолодження (АВО газу). Після установки охолодження газ через викидний шлейф по трубопроводу Ду1000, через вихідний кран №, надходить в магістральний газопровід.

Перед краном №8 встановлюється зворотний клапан, призначений для запобігання зворотного потоку газу з газопроводу. Цей потік газу, якщо він виникає при відкритті крана №8, може призвести до зворотного розкрутці відцентрового нагнітача і ротора силової турбіни, що в кінцевому підсумку призведе до серйозної аварії на КС.

Призначення крана №8, який знаходиться на вузлі підключення КС, аналогічно призначенню крана №7. При цьому підбурювання газу в атмосферу відбувається по ходу газу перед краном №8.

На вузлі підключення КС, між вхідним і вихідним трубопроводами є перемичка Ду1200 з встановленими на ній краном №20. Призначення цієї перемички - виробляти транзитну подачу газу, минаючи КС в період се відключенні (закриті крани №7 і 8; відкриті свічки №17 та 18).

На вузлі підключення КС встановлені камери прийому і запуску очисного пристрою магістрального газопроводу. Ці камери необхідні для запуску і прийому очисного пристрою, який проходить по газопроводу і очищає його від механічних домішок, вологи, конденсату. Очисне пристрій являє собою поршень зі щітками або шкребками, який рухається до наступної КС в потоці газу, за рахунок різниці тисків до і після поршня. На магістральному газопроводі, після КС, встановлений і охоронний кран №21, призначення якого таке ж, як і охоронного крапу №19. При експлуатації КС може виникнути ситуація, коли тиск на виході станції може наблизитися до максимального дозволеному або проектного. Для ліквідації такого режиму роботи станції між вихідним і вхідним трубопроводами встановлюється перемичка Ду 500 з краном №6А. Цей кран також необхідний при пуску або зупинки цеху або групи агрегатів при послідовній обв'язки. При його відкритті частину газу з виходу надходить на вхід, що знижує вихідний тиск і збільшує вхідний. Знижується і ступінь стиснення відцентрового нагнітача. Робота КС з відкритим крапом №6А називається роботою станції на «станційне кільце». Паралельно Крапов №6А врізаний кран №6Ар, необхідний для запобігання роботи ГПА в помпажной зоні нагнітача. Діаметр цього крана становить 1015% від перерізу трубопроводу крапу №6А (-150 мм). Для мінімально заданої заводом-виробником ступеня стиснення нагнітача послідовно за краном №6А врізається ручної крап №6Д.

3. Технологічна частина

3.1 Конструкція газоперекачувального агрегату (ГПА) ГТК -10

Основним обладнанням на КС є ГПА. До складу газоперекачувального агрегату ГТК-10 входить газотурбінний двигун (газотурбінна установка) моделі MS-3000, який служить для приводу відцентрових нагнітачів, призначених для стиснення природного газу в магістральних газопроводах.

Газотурбінний двигун розташований в спеціальному боксі, який розділений на три відсіки: допоміжного обладнання, турбінний і вихлопної, ізольовані один від одного для забезпечення тепловою та акустичної ізоляції. Зсередини відсіки покриті теплоізоляційними панелями.

У кожному відсіку підтримується підвищений тиск і здійснюється вентиляція. Відвід тепла з відсіків для підтримки в них температури нижче певного значення.

Диференціальні реле тиску 63PF-1, 63PF-2 і 53PF-3 оберігають відсіки від надмірного підвищення тиску. Теплові реле 26ВА-1, 26ВА-2 і 26ВА-3, встановлені у відсіках турбінному і допоміжного обладнання сигналізують про підвищення температури вище заданої величини внаслідок несправної роботи вентиляційної системи.

На припливних повітроводах у відсіках допоміжного обладнання та турбінному встановлені підігрівачі, які підтримують температуру в межах від -7 до + 10° С. Підігрівачі управляються термостатом 26ІА у відсіку допоміжного обладнання та регулятором температури 26НТ в турбінному відсіку.

Повітродувки, що мають умовні позначення 88НА і 88НТ, подають підігріте повітря, коли підігрівачі знаходяться в дії. Відсіки обладнані углекислотной системою пожежогасіння. Для запобігання виходу вуглекислоти у всіх вхідних лініях воздуховода і на вентиляційних щілинах відсіків встановлені заслінки, які автоматично закриваються при пожежі, коли підвищується тиск у відсіку від надходження вуглекислоти. Відкривають заслінки вручну.

Газотурбінний двигун і його допоміжне обладнання змонтовані на сталевий рамі. У передньому кінці рами розташований виконаний за одне ціле з нею маслобак. Усередині рами розташовані колектори подачі мастила і зливні колектори.

Над маслобаком у допоміжному відсіку змонтовано наступне обладнання: допоміжний редуктор для приводу головного насоса мастила і електрогенератора, допоміжний і аварійний насоси мастила, головний і допоміжний насоси гідропітанія, головний щит манометрів, головні фільтри мастила, обладнання пусковий системи, блок регулюючого і стопорного клапанів паливного газу.

Газотурбінний двигун спирається на підставу двома пружними пластинами, одна з яких знаходиться під корпусом осьового компресора, а інша під корпусом вихлопного пристрою.

Ці опорні пластини виключають можливість бічних і обертальних рухів двигуна, але в той же час допускають осьове переміщення в результаті теплового розширення двигуна під час його роботи. Осьове переміщення відбувається вперед і назад від точки, зафіксованої шпонкою і розташованої під корпусом турбіни.

Газотурбінний двигун являє собою двохвальною газову турбіну простого циклу. Він складається з пятнадцатіступенчатого осьового компресора, шести камер згоряння (розташованих під кутом 90° до осі газової турбіни), одноступінчастої турбіни високого тиску (перший ступінь) для приводу осьового компресора і одноступінчастої турбіни низького тиску (другий ступінь) для приводу відцентрового нагнітача.

Експлуатаційні характеристики агрегату

Агрегат ГТК-10, характеризується швидким запуском: час до виходу на режим холостого ходу 3-3,5 хв, час до прийняття повного навантаження 7-8 хв.

Турбіна високого тиску виводиться на максимальну частоту обертання протягом 3-3,5 хв. Настільки швидке прискорення вала турбокомпресора при пуску можливо завдяки поворотному направляючого апарату силовий турбіни, який збільшує прохідний перетин і розподіляє більшу частину енергії на ТВД. Тільки після досягнення ТВД 99 - 100% повної частоти обертання закриваються соплові лопатки і починається завантаження силової турбіни. Швидке наростання температури відхідних газів, відповідне ще більшої швидкості підйому температури газів перед турбіною, пов'язане із застосуванням точної і швидкодіючої системи регулювання. В іншому випадку температура може виявитися вище граничного її значення 540° С.

Крім відмінностей в геометрії проточної частини і газодинамічних характеристик кожна турбіна має свою індивідуальну настроювальну характеристику, яка пов'язує ступінь стиснення і температуру на виході при певній температурі зовнішнього повітря, температурі перед турбіною і частоті обертання роторів ТВД і ТНД. Однак для всіх турбін існує гранична температура на виході 540° С, яка не дає можливість підтримувати розрахункову потужність при температурах вище + 30° С.

Підвищення температури зовнішнього повітря призводить до зниження його щільності, а значить і до зменшення витрати циклового повітря і ступеня стиснення. Це, в свою чергу, призводить до ще більш різкого падіння потужності ГТУ і супроводжується зниженням к.к.д.і збільшенням питомої витрати палива. Підвищення температури зовнішнього повітря на 1° С пов'язане з падінням потужності на 0,7% і к.к.д. на 0,2%. При зниженні температури зовнішнього повітря до -20° С установка може розвивати граничну потужність 120% (подальше збільшення потужності не допускається за умовами міцності деталей, що передають крутний момент).

Для більш повного задоволення вимог продуктивності і ступеня стиснення компресорних станцій, встановлених на різних ділянках газопроводів, необхідно встановлювати відцентрові нагнітачі, що відрізняються в першу чергу діаметром коліс і числом ступенів.

Корпус нагнітача бочкоподібний і відкривається з одного торця. Корпус і торцева кришка корпусу виготовлені з кованої сталі. Всмоктуючий і нагнітальний патрубки приварені до корпусу. Корпус спирається на дві поздовжні опорні лапи. Корпуси підшипників та гнізда торцевих ущільнень розташовані на корпусі нагнітача і на торцевій кришці. Підшипники і ущільнення при необхідності можуть бути замінені без демонтажу корпуса нагнітача.

На торцях валу встановлені датчики для вимірювання вібрації. На торці вала з боку наполегливої підшипника встановлений датчик осьового зсуву. Датчики з'єднані з моніторами вібрації і осьового зсуву. Усередині корпусу компресора є пакет діафрагми, легко виймається з боку торцевої кришки за допомогою спеціального пристосування. Діафрагми призначені для того, щоб з найменшими втратами енергії підвести і відвести газ від ступенів нагнітача, забезпечуючи максимально можливу рівномірність параметрів газу по перетину. Діафрагми мають горизонтальний і вертикальний роз'єми, з'єднані між собою гвинтами і зібрані в пакет набором осьових тяг. Пакет діафрагм, зібраний в такому вигляді з ротором, вводять в корпус нагнітача за допомогою двох роликів, розташованих внизу діафрагми. Пакет діафрагм фіксується всередині корпусу буртиком, виконаним у корпусі.

На пакеті діафрагм виконаний паз для О-образного ущільнювального кільця, яке запобігає Перетечкі газу від нагнітального патрубка до всмоктуючого. На торцевій кришці також встановлені О-образні кільця ущільнювачів. Для запобігання перетоків між нагнітальними і всмоктуючими сторонами робочих коліс і між ступенями в пакеті діафрагм встановлені лабіринтові ущільнення. Щоб уникнути пошкоджень валу і робочих коліс при випадковому зіткненні кільця ущільнювачів виготовлені з легкого сплаву. Ущільнювальні кільця мають горизонтальні роз'єми: верхня половина кожного кільця прикріплена до відповідної діафрагмі потайними гвинтами, нижні половини заведені в пази і легко можуть бути вилучені повертиваніем на 180°.

Торцеві лабіринтові ущільнення вала нероз'ємні і прикріплені осьовими гвинтами до днища корпусу і торцевої кришці. Перед першим ступенем встановлений конфузор, який підводить по осі потік газу до всмоктуючої стороні першого робочого колеса. Конфузор складається з рознімної по горизонталі частини, встановленої в діафрагму, і зовнішньої частини, прикріпленою до торцевої кришці корпусу. На цьому конфузорі передбачений штуцер, який виходить назовні через торцеву кришку. Цей штуцер приєднаний до приладу, який по перепаду тисків на конфузорі визначає витрату газу.

Перед другим робочим колесом також встановлений конфузор.

Ротор нагнітача складається з вала, робочих коліс, думміса, розпірних втулок, наполегливого диска і сполучної напівмуфти.

Вал виготовлений з кованої сталі. Поверхні вала, вільні від робочих коліс, захищені розпірними втулками з нержавіючої сталі.

Робочі колеса з лопатками закритого типу. Кожне робоче колесо перед посадкою на вал піддається динамічному балансуванню і випробовується на міцність при швидкості на 15% вище максимальної робочої швидкості. Робочі колеса насаджені на вал по гарячій посадці і зафіксовані шпонками. Розпірні втулки, встановлені між колесами, насаджені на вал також по гарячій посадці і визначають точне положення робочих коліс на валу.

Два блокувальних кільця фіксують на валу ротора робочі колеса, розпірні втулки і думміс. Блок увальні кільця в свою чергу зафіксовані стопорними радіальними гвинтами.

Ротор нагнітача піддається осьового зусилля з напрямком у бік всмоктування в результаті різниці тисків, наявних з двох сторін ротора. Це зусилля частково врівноважується за допомогою думміса, встановленого за робочим колесом другого ступеня. Це урівноваження досягається з'єднанням порожнини за думмісом з всмоктуючої порожниною нагнітача. Осьове зусилля, що діє при цьому на думміс, направлено протилежно зусиллю, чинному на робочі колеса нагнітача, і отже, частково врівноважує останнє.

Залишковий осьовий тиск сприймає завзятий підшипник. Таким чином, забезпечується стійкість ротора в осьовому напрямку. Думміс виготовлений з кованої сталі, насаджений на вал по гарячій посадці і закріплений на ньому шпонкою.

Напівмуфта, насаджена на вал ротора, являє собою сталеву ковану деталь і розрахована на передачу максимальної потужності, що виробляється газовою турбіною.

Вузол ротора, що складається з вала, робочих коліс, розпірних втулок, думміса, блокувальних кілець і напівмуфти піддається динамічному балансуванню.

Ротор спирається на два опорних підшипника і на подвійний завзятий підшипник.

Опорні підшипники ковзання еліптичного типу з примусовою змазкою. Підшипники сталеві, всередині покриті бабітом, складаються з двох половин з горизонтальним роз'ємом. Провертання підшипників по напрямку обертання запобігається штифтом, який виступає у верхній частині. Масло під тиском підводиться до підшипників радіально і відводиться по осі з боків кожного підшипника.

Завзятий підшипник, встановлений на торці вала з боку всмоктування, складається з двох самовстановлюються підшипників з шістьма робочими колодками. Запекла навантаження рівномірно розподіляється на всі робочі колодки.

Температура наполегливої і опорних підшипників контролюється термопарами, встановленими на кожному підшипнику.

3.2 Компоновка ГТК-10 в приміщенні

Газотурбінна установка складається з двох механічно незв'язаних між собою турбін (турбіни високого тиску - для приводу повітряного компресора і силовий турбіни - для приводу газового нагнітача), повітряного компресора,и камери згоряння, воздухоподогревателя, пускового турбодетандера, а також систем змащення, регулювання, захисту і управління, що забезпечують нормальну роботу і обслуговування установки. Повітря з атмосфери через фільтри засмоктується і стискається осьовим компресором і надходить у воздухоподогреватель, де його температура підвищується за рахунок тепла відпрацьованих в турбіні продуктів згоряння. Підігрітий повітря направляється в камеру згоряння, куди подається паливо. Продукти згоряння з камери направляються в турбіну високого тиску, потужність якої використовується для приводу осьового компресора; далі продукти згоряння потрапляють в силову турбіну, що обертає нагнітач. Після турбіни продукти згоряння проходять через воздухоподогреватель, віддають частину тепла повітрю, і випускаються в атмосферу через димову трубу. Пуск агрегату здійснюється пусковим турбодетандером, працюючим на перекачується по магістралі газі. Паливом є перекачується природний газ. Обидві турбіни виконані в загальному литому корпусі, що має внутрішню теплову ізоляцію. Ротор турбіни високого тиску складається з одновенечного диска, укріпленого на консолі вала повітряного компресора, який обертається в двох підшипниках (один з підшипників опорно-упорний). Одновенечний диск турбіни низького тиску кріпиться на консолі силового вала, який обертається в двох підшипниках, розташованих у загальному корпусі (один з підшипників опорно-упорний). Повітряний компресор осьового типу має 10 ступенів. Направляючі лопатки укріплені в литому чавунному корпусі. Ротор компресора барабанного типу. Робочі лопатки кріпляться до ротора за допомогою зубчастих хвостів. Вся турбогруппа змонтована на загальній зварної рамі-маслобаку.

Камера згоряння горизонтальна, прямоточная, складається з корпусу, фронтового пристрою, пальниками, вогневої частини і змішувального пристрою. Воздухоподогреватель виконаний з профільних листів і складається з двох секцій. Рух продуктів згорання через підігрівач здійснюється одним ходом по каналах двуугольной форми, утвореним штампованим профілем листів між якими також рухається і підігрівається повітря.

Пусковий турбодетандер встановлений на блоці переднього підшипника компресора, з'єднується з ротором турбіни високого тиску зубчастої передачею і забезпечений розчіплювальні пристроєм. З'єднання роторів нагнітача і газової турбіни здійснюється за допомогою проміжного вала із зубчастими сполучними муфтами.

Масляна система агрегату складається з головного маслонасоса, встановленого на валу турбіни високого тиску, пускового електронасоса, резервного електронасоса, насосів ущільнення нагнітача, маслобака (рама турбогруппи), акумулятора масла, маслопроводов з арматурою, підігрівача масла і фільтрів тонкого очищення.

Система управління, регулювання та захисту агрегату забезпечує:

- підтримання заданій швидкості обертання валу нагнітача

- підтримання заданого перепаду тиску між маслом ущільнення і газом в порожнині нагнітача; - управління операціями пуску і зупинки агрегату;

- Захист агрегату від неприпустимих режимів умов роботи.

Пуск, завантаження, управління і зупинка агрегату здійснюється автоматично з центрального щита до щита агрегату. Система контролю агрегату здійснює дистанційне вимірювання основних експлуатаційних параметрів.

3.3 Експлуатація газоперекачувальних агрегатів (ГПА). Діагностика

На сьогоднішній день питання поліпшення показників надійності, економічності, маневреності та ремонтопридатності турбоагрегатів є актуальними. Не менш важливими питаннями є продовження терміну служби вузлів і деталей і розширення допустимих режимів експлуатації турбоагрегатів. В умовах тривалої експлуатації та широкого діапазону зміни режимів на перший план виходять завдання запобігання аварій, пов'язаних з відмовою окремих деталей і вузлів турбіни, забезпечення вібраційного стану агрегату, що дозволяє стійку і надійну експлуатацію у всьому діапазоні режимів, розробки методів і засобів діагностики, що дозволяють організувати обслуговування і ремонт обладнання за технічним станом.

Загальна вібраційна надійність агрегату є найважливішою експлуатаційною характеристикою. Низький і стабільний рівень вібрації, відсутність резонансних і автоколивальних явищ у всьому діапазоні режимів гарантують не тільки довговічність агрегату, але і можливість своєчасної діагностики та усунення виникаючих дефектів. В останні роки в промислово розвинених країнах питань технічної діагностики і, зокрема, питань вібраційної діагностики обладнання електростанцій приділяється підвищена увага. Це пояснюється, з одного боку, необхідністю контролю відпрацювали розрахунковий ресурс агрегатів і обґрунтуванням термінів міжремонтного періоду, з іншого боку - прагненням до зниження збитку від позапланових простоїв і раптових аварій.

Проблеми, порушені в даній роботі, є досить гострими і актуальними, і їх подальша проробка принесе чимало користі. 1. Цілі і завдання діагностики. Місце вібраційної діагностики в загальній проблемі діагностики турбомашин

Призначення і завдання технічної діагностики

Технічна діагностика - галузь науково-технічних знань, сутність якої складають теорія, методи і засоби визначення технічного стану об'єктів. Перед тим, як приступити безпосередньо до обговорення проблем створення систем технічної діагностики турбоагрегатів, хотілося б висловити деякі загальні міркування про призначення та завдання технічної діагностики.

Основне призначення технічної діагностики полягає в підвищенні надійності об'єктів на етапі їх експлуатації. Це іноді викликає заперечення, оскільки багато хто вважає, що надійність є властивість самого турбоагрегату. Однак згадаємо, що коефіцієнт готовності і коефіцієнт технічного використання - два основних комплексних показників надійності - залежать від витрат часу на ремонт у зв'язку з відмовами, а останній ще й від витрат часу на плановані ремонти. Тому, якщо методами технічної діагностики вдається виявити виникнення дефекту і прогнозувати його розвиток, то це дозволяє не тільки скоротити кількість відмов, а й усувати наявні дефекти під час планових обслуговувань і ремонтів, скоротити обсяги і терміни ремонтних робіт за рахунок їх правильного планування і організації.

Звичайно, технічна діагностика дозволяє виявити і усунути, а часто запобігти, виробничий брак, що виникає на етапах виготовлення та монтажу або процесі ремонту агрегатів. Однак дефекти такого роду простіше контролювати прямими методами в процесі виробництва цих робіт і не допускати їх, а не констатувати їх постфактум.

газоперекачувальний агрегат діагностика вібраційна

Все вищесказане дозволяє сформулювати такі основні цілі технічної діагностики, що визначають економічну ефективність діагностики:

1) виявлення пошкоджень або дефектів на початковій стадії їх розвитку;

2) оцінка допустимості та доцільності подальшої експлуатації обладнання з урахуванням прогнозування його технічного стану при виявлені дефекти; оптимізація режимів експлуатації, що дозволяє безпечно експлуатувати агрегат з виявленими дефектами до моменту його виведення в плановий ремонт;

3) організація обслуговування та ремонту обладнання за технічним станом (замість регламентного обслуговування і ремонту), забезпечення підготовки та виконання якісних ремонтів.

Слід особливо підкреслити, що завдання діагностики звернені не на запобігання гіпотетичної аварії, навіть аварії з тяжкими наслідками, а на організацію експлуатації та ремонту таким чином, щоб не допустити розвитку дефектів до небезпечних меж, в тому числі і дефектів, що можуть призвести до відмов і аварій з тяжкими наслідками.

При такій постановці проблеми діагностики стає абсолютно ясним, що найбільший ефект від впровадження діагностики буде досягатися тільки на ремонтопридатність агрегатах, причому таких, ремонт яких можливий, в тому числі, і безпосередньо в умовах експлуатації. Саме за рахунок скорочення витрат на ремонт, складові яких визначаються збільшенням тривалості міжремонтних періодів, скороченням обсягів ремонтів, завантаженістю ремонтного персоналу і номенклатурою заздалегідь придбаного і збереженої кількості запасних частин визначається економічний ефект від впровадження діагностики.

Доцільність діагностики в повному розумінні цього процесу неремонтопридатних агрегатів, а до них слід віднести і авіаційні двигуни, вкрай сумнівна, оскільки витрати на заміну і ремонт двигуна є величиною постійною. У цьому плані доцільним, на наш погляд, є тільки прогнозування термінів досягнення агрегатом граничного стану, до закінчення яких необхідно планувати його повну або часткову (модульну) заміну.

4. Організаційна частина

Регенерація тепла газотурбінної установки (ГТУ)

Спосіб зменшення шкідливих викидів з газотурбінної установки з регенерацією тепла полягає в ступінчастому стисненні окислювача з уприскуванням води, підігрівом стислій суміші окислювача з водою, ступінчастому розширенні робочого тіла і спалюванні органічного палива в камерах згоряння перед проміжними ступенями розширення з коефіцієнтом надлишку окислювача менше одиниці, а в останній камері - більше одиниці. Регулюють витрати окислювача, води і палива і підтримують допустимі значення температури стінок проміжних ступенів розширення і їх газодинамічних трактів, а також температуру горіння в останній камері згоряння. На вхід і вихід компресора і між його ступенями здійснюють уприскування води з сумарним витратою 20-40% від загальної витрати робочого тіла на вихлопі. У камерах згоряння перед проміжними ступенями розширення і в газодинамічному тракті підтримують коефіцієнт надлишку окислювача не нижче 0,5 і температуру стінок проміжних ступенів розширення і газодинамічного тракту не нижче 730 К. У вихідній камері здійснюють процес каталітичного горіння, що забезпечує температуру 1500-1100 K, нижче температури в попередніх камерах згоряння, і коефіцієнт надлишку окислювача як рівний стехиометрическому, так і більше стехіометричного. Винахід направлено на зниження шкідливих викидів в газотурбінної установки при забезпеченні високого ККД перетворення тепла і виключення сажоутворення.

Винахід відноситься до проблеми шкідливого впливу викидів із газотурбінних установок з регенерацією тепла на навколишнє середовище. Воно може бути використано в газотурбінних установках, що працюють на газоподібному або рідкому вуглеводневому паливі.

Відомі способи зменшення викидів окислів азоту за допомогою добавок хімічних реагентів в вихлопні гази. Ці способи складні і дороги, оскільки вимагають споруди великогабаритних очисних пристроїв і значної витрати хімікатів. Відомо, що підвищена температура повітря на вході в камеру згоряння (800-850 К) за рахунок регенерації тепла повністю виключає можливість використання традиційних дифузійних камер згоряння через надмірно високою емісії оксидів азоту, а також і гомогенних камер згоряння через неможливість надійного виключення проскока полум'я в зону підготовки паливно-повітряної суміші. Тому пропонується використовувати в ГТУ принципово новий процес спалювання палива - каталітичний з регенерацією тепла вихлопних газів. Каталітичне спалювання вуглеводневого палива дозволяє радикально знизити викиди продуктів неповного згоряння (СО, НС) і оксидів азоту.

Однак максимальний термічний і відповідно ефективний ККД запропонованих ГТУ залежатиме не від максимально допустимих температур продуктів згоряння, що надходять на вхід газових турбін, а від більш низьких допустимих температур, обумовлених матеріалами складових каталітичних елементів камери згоряння, що є суттєвою перешкодою для підвищення ККД ГТУ.

Найбільш близьким технічним рішенням до запропонованого є спосіб перетворення теплової енергії в роботу, що полягає в ступінчастому стисненні окислювача з уприскуванням води в додатковий компресор, ступінчастому розширенні робочого тіла і спалюванні органічного палива в камерах згоряння перед проміжними ступенями розширення з коефіцієнтом надлишку окислювача менше 1, а перед останньої - з коефіцієнтом надлишку окислювача більше 1.

Основний недолік відомого способу полягає в тому, що в останній до вихлопу камері згоряння з зазвичай не каталітичним горінням не підтримує більш знижена температура горіння по відношенню до попередніх камер згоряння, що в поєднань з необмеженим значенням коефіцієнта надлишку окислювача (> 1), особливо для регенеративних газотурбінних установок, не дозволить отримати необхідного в даний час допустимого рівня викиду оксидів азоту, оксиду вуглецю (СО) і незгорілих вуглеводнів (СН). Крім того, будь-яке значення коефіцієнта надлишку окислювача меншу одиниці в попередніх камерах згорання і їх газодинамічних трактів, також неприпустимо без підтримки необхідних величин температури стінок, вмісту води в продуктах згорання і коефіцієнта надлишку окислювача. Інакше буде відбуватися сажеобразование, що ускладнить застосування цього способу.

Розв'язуваної завданням є істотне зниження викидів окислів азоту, оксиду вуглецю і незгорілих вуглеводнів в ГТУ з регенеративним підігрівом стислій суміші повітря з водою при забезпеченні високого ККД.

Високий термічний ККД досягається за рахунок регенерації тепла, а також шляхом підвищення среднетермодінаміческой температури підведення тепла і зниження среднетермодінаміческой температури відводу тепла, відповідно за рахунок ступеневої підведення і відведення тепла.

Висновки

Аналіз курсового проекту (КП)

У курсовому проекті викладена експлуатація газоперекачувальних агрегатів (ГПА) ГТК-10.

У загальній частині КП розглянуто устрій компресорної станції магістрального трубопроводу.

У розрахунково - конструкторській частині КП дано розрахунок кількості газоперекачувальних агрегатів (ГПА) в КЦ, розрахунок кількості паливного газу для роботи ГПА компресорного цеху, розрахунок кількості масла для ГПА КЦ, пояснення технологічної схеми обв'язки ГПА.

У технологічній частині КП розглянуто конструкція газоперекачувального агрегату (ГПА) ГТК -10, компонування ГТК-10 в приміщенні, експлуатація газоперекачувальних агрегатів (ГПА). Діагностика ГПА.

У організаційній частині КП розглянуто регенерація тепла газотурбінної установки (ГТУ).

Література

1. Розгонюк В.В., Хачікян Л.А., Григіль та ін. Експлуатаційникові газонафтового комплексу. Київ, Росток.1998, с. 430

2. Обз.информация ВНИИЭгазпрома, сер. Транспорт и хранение газа, 1982, вып. 6, с. 28

3. Волков М.М. и др. Справочник работника газовой промышленности. Москва. Недра. 1989. с. 488

Размещено на Allbest.ru

...