СКАЧАТЬ:  moy-otchet.zip [33,68 Kb] (cкачиваний: 358)

Содержание

 Введение…………………………………………………………………..7                                                                                                   

1                        Шеморданское линейное производственное управление магистральных газопроводов………………………………………………………..……….….9

2                        Характеристика компрессорного цеха «Уренгой-Центр 1»………..10

  2.1 Технологические операции на КС…………………………………

3  Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-16…………………………….

3.1 Двигатель НК-16СТ…………………………………………………

3.2. Нагнетатель НЦ-16/76-1.44………………………………………

Список использованной литературы ……………………………...…...28

Введение

«Газпром Трансгаз Казань» является важной составной частью системы газоснабжения всей страны. Под контролем коллектива находятся участки магистральных газопроводов Уренгой-Центр, Ямбург-Елец, Ямбург-Западная граница и других важных магистралей, по которым природный газ из Заполярья и Западной Сибири доставляется российским и зарубежным потребителям.
       «Газпром Трансгаз Казань»  стабильно поставляет природный газ в качестве топлива и углеводородного сырья населению, коммунально-бытовым и крупным нефтехимическим предприятиям, теплоэлектроцентралям, промышленным и сельскохозяйственным объектам Татарстана, обеспечивает надежную эксплуатацию всего газового хозяйства Татарстана.

Природный газ пришел во все 20 городов и 43 района Татарстана. Газовики Татарстана первыми применили полиэтиленовые трубы – сегодня протяженность полиэтиленовых газопроводов в республике достигла около десяти тысяч километров. Республика вышла на одно из первых мест России по уровню газификации. Это достижение стало возможным во многом благодаря уникальной программе газификации Татарстана и соглашения, подписанному в 1995 году между правительством Республики Татарстан и Газпромом.

Сегодня ООО «Газпром Трансгаз Казань» − это одно из ведущих предприятий республики по величине основных фондов, объему производимых услуг и размерам платежей в российский, республиканский и местный бюджеты.   Газовое хозяйство Республики Татарстан, является одним из наиболее крупных в России. В топливно-энергетическом комплексе Татарстана газ составляет 94%.

ООО «Газпром Трансгаз Казань» − предприятие в системе ОАО «Газпром» в полном объеме транспортирующее газ до промышленных и коммунально-бытовых потребителей, до газовых плит, отопительных котлов,  и одновременно выполняющее эксплуатацию магистральных газопроводов, компрессорных станций, газопроводов низкого давления.

Главные задачи  ООО «Газпром Трансгаз Казань»  - эксплуатация магистральных газопроводов и продуктопроводов, эксплуатация распределительных газопроводов, проектирование систем газоснабжения, капитальный и восстановительный ремонт действующих газопроводов и объектов газового хозяйства, транспортировка и поставка углеводородного сырья потребителям,  компремирование природного газа и реализация газового моторного топлива для заправки автомобилей.

ООО «Газпром Трансгаз Казань» эксплуатирует магистральные газопродуктопроводы протяжённостью 5163,8 км, распределительные - 34700 км, 183 газораспределительных станции, более 6100 единиц газорегуляторных и шкафных пунктов, сотни тысяч различного специального оборудования. Предприятие проводит техническое обслуживание газового оборудования 12089 промышленных, коммунально-бытовых и сельскохозяйственных предприятий, 1160 отопительных котельных и многие другие специфические виды работ.

В целях экономного использования топливно-энергетических ресурсов и улучшения состояния окружающей среды, особенно в крупных городах, построены и введены в эксплуатацию 9 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС) для заправки автомобилей сжатым природным газом.

От безаварийной, стабильной работы ООО «Газпром Трансгаз Казань»  в немалой степени зависит благополучие не только Татарстана, но и судьба поставок газа в центральную часть России, в страны СНГ и дальнего зарубежья.

В настоящее время в состав ООО «Газпром Трансгаз Казань»  входят 3 линейных производственных управления магистральных газопроводов в Альметьевске, Константиновке и Шемордане, 16 эксплуатационных производственных управлений, ремонтно-восстановительное управление.

            1 Шеморданское линейное производственное управление

магистральных газопроводов

Шеморданское линейное производственное управление магистральных газопроводов (ШЛПУМГ) – это филиал Общества с ограниченной ответственностью «Газпром Трансгаз Казань», являющегося юридическим лицом по законодательству Российской Федерации.

  ШЛПУМГ было основано в августе 1983 года. Оно предназначено для транспорта газа по магистральным газопроводам, диаметром 1420 мм путём повышения давления на выходе из цехов и очистки газа от примесей.

  ШЛПУМГ осуществляет транспорт газа по шести магистральным газопроводам. Общая протяженность магистральных газопроводов и газопроводов - отводов, обслуживаемых Шеморданским ЛПУМГ, в однониточном исчислении составляет 807,27 км.

Рельеф местности пересеченный. Наивысшая абсолютная отметка 235 м., наименьшая - 75 м. 70% газопроводов проходят по лесной местности, из них  половина - по заказникам.

               ШЛПУМГ эксплуатирует коридор магистральных газопроводов  длиной 119,6 км каждая, диаметром 1420 с толщиной стенки газопровода от 15,7 до 18,7 мм, в зависимости от местности по которой проходят газопроводы.

1732 по 1851,6 км от начала газопроводов:

- Уренгой – Ужгород;

- Уренгой – Центр 1;

- Уренгой – Центр 2;

1845 по 1964,6 км от  начала газопроводов

- Ямбург – Елец 1;

- Ямбург – Елец 2;

- Ямбург – Западная граница (Прогресс).

       Его проектная производительность 550 млн.м³/сут., фактическая производительность составляет 520-530 млн.м³/сут.

         Оно располагается на 1820-м км от начала газопровода и включает в себя 6 компрессорных цехов (26 газоперекачивающих агрегатов). Газ приходит от Можгинской КС и уходит на Помарскую КС.

В состав компрессорной станции входят следующие объекты и системы:

-         установки очистки и охлаждения газа;

-         технологические трубопроводы с установленной на них запорной арматурой;

-         компрессорные цеха с установленными газоперекачивающими агрегатами;

-         системы подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

-         система маслоснабжения станции;

-         системы пожаротушения;

-         электрические устройства, КИП и А;

-         узлы подключения цехов к газопроводам.

           Кроме компрессорных цехов, в комплекс КС входят: котельные, узлы дальней и внутренней связи, механические мастерские, автотранспортные парки, системы водоснабжения и канализации. На КС имеется химическая лаборатория, которая проводит анализы масла, воды, а также проверяет загазованность объектов.

          Газопровод имеет ответвления (шлейфы), по которым газ поступает в компрессорные цеха станции. После очистительных устройств он попадает в газоперекачивающие агрегаты, где осуществляется процесс сжатия, после чего пропускается через аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа и возвращается в газопровод для дальнейшей транспортировки.

         Основные производственные задачи КС заключаются в обеспечении надежной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, теплоэнергетического, технологического и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме.

Магистральные газопроводы состоит из 2-х основных частей:                                   - линейных сооружений, включающих собственно трубопроводы, отключающие устройства на нем в виде линейных кранов, задвижек водо и конденсатосборников, камер запуска и приема поршня и т.д.;

- головные и промежуточные КС с комплексом производственно-вспомогательных и обслуживающих зданий и сооружений. На трассе газопроводов и их отводов, перемычках и переходах установлены крановые узлы, включающие в себя запорные устройства (краны), обводные линии и продувочные свечи.

         В качестве запорной арматуры установлены шаровые краны с пневмо- и гидроприводом, ручным приводом, как подземного, так и наземного исполнения, отечественного и зарубежного производства.

2 Характеристика компрессорного цеха «Уренгой-Центр 1»

КЦ-21-1 эксплуатирует МГ «Уренгой-Центр 1» , осуществляются следующие технологические процессы:

 -    очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей;

-         сжатие газа в центробежных нагнетателях;

-         охлаждение газа после сжатия в специальных охладительных устройствах;

-         измерение и контроль технологических параметров;

-         управление режимом работы газопровода путем изменения числа работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА.

Режим работы  компрессорной  станции круглосуточный, поэтому оборудование и системы компрессорной станции обслуживаются сменным персоналом.

       Когда компрессорная станция не работает, газ пропускается только по газопроводу. Максимальное давление газа на входе в КС составляет от 5.5 МПа, а на выходе до 7.5 МПа, но в зависимости от потребления давление меняется. В зависимости от мощности и числа газоперекачивающих агрегатов, компрессорная станция способна перекачивать от 30 до 90 млн. м³ газа в сутки. 

КЦ 21-1 МГ «Уренгой-Центр 1»  установлено 5 ГПА-Ц-16/76.

     Все системы компрессорного цеха в установленные сроки проходят гидравлические и другие необходимые испытания, а также осмотры и проверки. Арматура и трубопроводы систем окрашены в соответствии с требованиями, заземлены, защищены от механических повреждений, вибрации и коррозии.

    Компрессорный цех включает в себя следующее основное оборудование и системы:

• газоперекачивающий агрегат;
• систему оборотного водоснабжения и охлаждения масла;
• систему маслоснабжения;
• систему технологического газа;
• систему топливного и пускового газа;
• систему импульсного газа;
• систему пожаробезопасности;
• систему вентиляции и отопления;
• комплекс средств контроля и автоматики;
• систему электроснабжения;
• систему промышленной канализации;
• грузоподъемные механизмы.

2.1 Технологические операции на КС

   Промежуточные КС предназначены для поддержания режимов транспортировки газа по всему МГ. На них осуществляются следующие  основные  технологические процессы:

Очистка транспортируемого газа от механических и

жидких примесей.

Газ от пыли на КС очищается с помощью пылеуловителей, которые выпускают трех типов:

- центробежные циклонные

- центробежные мультициклонные

- жидкостные( вертикальные масляные).

В настоящее время наибольшее распространение получили циклонные сепараторы. С уменьшением диаметра циклона значительно увеличиваются центробежная сила и скорость осаждения частиц. На основании этого принципа созданы конструкции батарейных циклонов (мультициклонов).

На  данной  КС  установлены  циклонные  пылеуловители  типа  ГП144 представляющие собой аппарат вертикального цилиндрической формы диаметром 2000мм  с  пятью  встроенными  циклонными  элементами  типа  ЦН-15 диаметром 600мм и состоит из трех технологических секций:

 - ввода и распределения поступающего газа

 - очистки газа

 - сбора уловленных жидких и механических примесей.

 Секция ввода газа состоит из вводной трубы диаметром 500мм с фланцем и распределительного корпуса. Неочищенный газ поступает в секцию очистки газа сбоку. Циклоны приварены к нижней решетке и расположены звездообразно по кругу. Каждый циклонный элемент состоит из корпуса в виде трубы диаметром 600мм, винтового завихрителя, трубы выхода очищенного газа диаметром 350мм и дренажного конуса. В циклонных элементах благодаря закручиванию потока газа в завихрителе происходит очистка газа от мех. примесей и жидкости. Отсепарированные в пяти циклонных элементах мех. примеси с конденсатом собираются в секции сбора мех. примесей, расположенной в нижней части аппарата, откуда автоматически удаляются через дренажный штуцер диаметром 150мм, а очищенный газ выходит из аппарата через выходную трубу с фланцем на конце. Секция сбора мех. примесей и конденсата имеет змеевиковый подогреватель, установленный под днищем.

                                                       Охлаждения газа.

В процессе компримирования механическая работа, совершаемая компрессором над природным газом, затрачивается на увеличение его энергии, и в частности на повышение температуры. Для охлаждения газа перед его подачей  на следующую ступень сжатия или в магистральный газопровод применяют водяное или воздушное охлаждение. Воздушное охлаждение газа вследствие простоты конструкции и экономичности наиболее широко используют на КС.

       Конструктивно аппараты воздушного охлаждения подразделены на вертикальные (АВВ), горизонтальные (АВГ), зигзагообразные (АВЗ), шатровые (АВШ) и кольцевые (АВК). Принцип действия аппарата состоит в том, что поток воздуха, нагнетаемый вентилятором, направляется на поверхность теплообмена (батарею труб) и охлаждает проходящий по трубам.

Материальное исполнение оребренных труб определяет подразделение аппаратов воздушного охлаждения на следующие группы:

• Б1-Б5 (с биметаллическими трубами), в которых внутренние трубы выполнены из углеродистой или нержавеющей стали, а оребрение из латуни или алюминия,
• М1У и М1А – монометаллические трубы с оребрением из алюминия, латуни и др.

Материал труб должен быть коррозийно-стойким к воздействию рабочей среды (газа), а материал ребер имеет коррозийную стойкость к атмосферному воздействию.

Длина труб в аппаратах воздушного охлаждения составляет 1,5; 3; 4; 6; 8м; они собраны в секции,  в каждой из которых имеется четыре, шесть или восемь рядов труб.

В зависимости от назначения различают следующие аппараты воздушного охлаждения: для легких продуктов, для мелких потоков, для вязких продуктов или для высоковязких продуктов.

Компоновка охлаждающих секций в аппаратах, используемых для охлаждения природного газа, горизонтальная или зигзагообразная. На рамную конструкцию установлены охлаждающие секции. Холодный теплоноситель (наружный воздух) подается к охлаждающим секциям вентиляторов через диффузор. Для избежания разрыва лопастей под действием центробежных сил окружные скорости лопастей вентилятора не превышают 60-65 м/с. Поэтому привод вентилятора осуществляется электродвигателем через угловой редуктор или непосредственно от тихоходного электродвигателя. Лопасти вентилятора, как правило, выполняются штампованными.

В зависимости от условий эксплуатации выпускают аппараты воздушного охлаждения нескольких типов: Ж - с жалюзи; Н – С приводом для работы во взрывоопасной среде; В – с приводом для работы во взрывоопасной среде; 1 – с тихоходным электродвигателем. Кроме того, возможны следующие варианты исполнения привода дистанционного механизма поворота лопастей вентилятора: Р- ручной; П – пневматический; Э – электромеханический; У – с центральным ручным регулированием угла установки лопастей при остановленном вентилятором. Поворотные лопасти позволяют регулировать расход воздуха, что дает возможность в значительных пределах регулировать температуру газа при изменении температуры наружного воздуха.

В зависимости от условий эксплуатации аппараты воздушного охлаждения также могут быть поставлены с увлажнителем.

Привод вентилятора аппарата воздушного охлаждения осуществляется от электродвигателя через редуктор или непосредственно от тихоходного электродвигателя.

Краткая техническая характеристика АВО.

Рабочее давление . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . 75 кгс/см²

Поверхность теплообмена . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  ..   9930 м²

Электродвигатель:

тип . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . . . . . .  ВАСО 16-14-24

мощность . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . ……….  37 кВт

скорость вращения . . . . . . . . . . . . .  . . . . . . . . . . . . . ……250 об/мин

количество на аппарат . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .    ………..  2 шт.

Вентилятор:

тип колеса . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . ……….. УК-2М

диаметр колеса . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . ………5000 мм

количество лопастей . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ……………4 шт.

количество на аппарат . . . . . . . . . . . . . . . . . . .  . . . . ……………2 шт.

производительность . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ……… 41000 м³/час

Измерение и контроль технологических параметров.

Режим работы МГ определяется параметрами на выходе из КС, обеспечиваемыми ГПА. Необходимые параметры ГПА зависят в первую очередь от диаметра трубы D, давления перекачиваемого газа Р, степени повышения давления (отношение давления на выходе и входе КС), технологической схемы компримирования. По данным исследования для КС газопроводов предпочтительны следующие единичные мощности ГПА:

                        при D = 1000мм и Р = 5,5МПа-4 и 6МВт,

                        при D = 1200мм и Р = 5,5МПа-6 и 10МВт,

                        при D = 1200мм и Р = 7,46МПа-10МВт,

                        при D = 1400мм и Р = 7,46МПа-16 и 25МПт.

    Диапазон  Екс = 1,3-1,7. Оптимальное значение зависит от пропускной способности газопровода. Чем выше пропускная способность газопровода, тем ниже значение.  

    Комплекс средств контроля и автоматики КЦ содержит ряд основных систем: централизованного контроля и управления ГПА (СЦКУ); в компрессорных цехах, не оснащенных СЦКУ, в помещениях цеховых щитов управления должны быть установлены агрегатные панели. СЦКУ предназначена для управления, предупредительной сигнализации защиты ГПА, а также для измерения параметров работы ГПА. Она должна осуществлять следующие функции:

- автоматический пуск агрегата, а также дистанционное управление режимов работы агрегата;

- нормальную и аварийную остановки ГПА по команде оператора и при срабатывании защит;

- световую и звуковую сигнализацию отклонения параметров от нормы;

- сигнализацию срабатывания защит;

- сигнализацию состояния оборудования;

- непрерывные измерения- давления газа на входе и выходе нагнетателя, температуры продуктов сгорания перед турбиной  высокого давления (ТВД) (или в тракте газотурбинной установки в зависимости от типа агрегата),  частоту вращения валов ГТУ, перепада давления "масло-газ";

- измерительный контроль по вызову и периодическую цифровую регистрацию технологических параметров- температуры масла до и после маслоохладителей, температуры подшипников, вибрации подшипников, перепада давления "масло-газ", давления масла в смазке, температуры продуктов сгорания в тракте ГТУ, температуры воздуха перед осевым компрессорам, давление  воздуха после осевого компрессора, давления масла в системе регулирования, давления топливного и пускового газа.

   Температура продуктов сгорания в тракте ГТУ и перепад давления "масло-газ" в системе уплотнения нагнетателя должны иметь непрерывную регистрацию.

Управление режимом работы газопровода путем изменения числа работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА.

 Режим работы газопровода определяется параметрами, которые были указаны выше. В общем случае он является переменным. Это вызвано за счет сезонной неравномерности потребления газа в течение года. Степень этой неравномерности зависит от доли газа, расходуемого для выработки электроэнергии и отопления. Кроме этого, еще недельная и суточная неравномерности газопотребления, но последняя обычно сглаживается за счет аккумулирующей способности трубы. Недельная неравномерность зависит от количества газа, используемого в промышленности, предприятия которых обычно не работают в выходные и праздничные дни. Другими факторами, вызывающими изменение режима работы газопровода, являются сезонные и суточные колебания температуры перекачиваемого газа, зависящие от атмосферных условий; возможны также колебания химического состава газа, поступающего от разных промыслов в различных соотношениях, и другие причины. Переменной является и располагаемая мощность КС при изменении атмосферных условий, особенно оборудованных газотурбинными ГПА. Изменение режима работы газопровода происходит и в течении длительного периода: появляются новые потребители по трассе и развиваются или исчезают старые. Иногда возникает возможность подпитки от вновь вводимых близ трассы промыслов.

3       Газоперекачивающий агрегат ГПА-Ц-16

  Газоперекачивающие агрегаты ГПА-Ц-16 представляют собой унифицированный ряд машин с приводом от газотурбинного двигателя авиационного типа мощностью 16 МВт и центробежным нагнетателем с вертикальным разъемом на различные конечные давления.

Конструкция агрегатов и уровень их автоматизации обеспечивают работоспособность ГПА без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Агрегаты могут работать в климатических зонах с температурой окружающего воздуха от -55 до +45°С.

Агрегат ГПА-Ц-16 состоит из следующих, стыкуемых на месте эксплуатации, основных транспортабельных блоков полной заводской готовности:

-         турбоблока, в котором установлен центробежный полнонапорный нагнетатель с вертикальным разъемом и двигатель НК-16СТ, работающий на перекачиваемом газе. В корпусе нагнетателя, в зависимости от конечного давления, могут устанавливаться различные проточные части;

-         воздухоочистительного устройства и камеры всасывания для подачи очищенного воздуха в двигатель;

-         блока маслоохладителей, в которых установлены теплообменники системы воздушного охлаждения масла;

-         блока маслоагрегатов, в которых размещены агрегаты системы маслоснабжения;

-         блока автоматики с отсеком пожаротушения.

Все узлы и системы агрегатов, за исключением проточной части нагнетателя, полностью унифицированы.

Технические данные:

Двигатель состоит из двух частей (модулей):

1. Двигатель (газогенератор):

-         тип - газотурбинный двухкаскадный двигатель;

-         условное обозначение НК - 16СТ.

2. Свободная турбина:

-         тип - одноступенчатая осевая турбина с выводным валом;

-         условное обозначение 16СТ.

Параметры двигателя:

1. Максимальная мощность на приводном валу СТ-16МВт. При условиях:

 - температура воздуха на входе в двигатель +15°С;

 - атмосферное давление 760мм.рт.ст.;

 - отбор воздуха за компрессором НД на нужды ГПА 2 кг/см²;

 - гидравлические потери полного давления: в системе всасывания ГПА

   200 мм вод. ст.; в системе выхлопа ГПА 575 мм вод. ст.;

 - отбор мощности и воздуха от компрессора ВД не производится;

 - частота вращения ротора СТ 5300 об/мин.

2. Эффективный КПД двигателя на режиме максимальной мощности 29% при условиях:

 - нет отбора мощности и воздуха за компрессором НД и ВД на нужды ГПА;

 - нет потерь в системах всасывания и выхлопа ГПА;

 - нет утилизации тепла выхлопных газов.

3. Максимальная мощность на выходном валу СТ (при снижении температуры воздуха на входе в двигатель ниже -6°С) - постоянна 19200 кВт. При этом эффективный КПД возрастает до 31,5%.

4. Рабочий диапазон изменения частоты вращения приводного вала СТ на режиме максимальной мощности:

 - максимальная частота вращения не более 5565 об/мин.;

 - минимальная частота вращения не менее 3975 об/мин.

5. При условиях, указанных в пункте 1:

 - частота вращения ротора НД - 5270±50 об/мин.;

 - частота вращения ротора ВД - 6910±70 об/мин.

6. Температура газа перед СТ не более:

 - на режиме максимальной мощности (16 МВт) - 630°С;

 - при запуске - 500°С.

7. Температура наружных поверхностей двигателя не более - 200°С.

8. Уровень вибрации не более - 40 мм/с.

9. Отбор воздуха на нужды ГПА не более:

 - за компрессором НД - 2 кг/cм²;

 - за компрессором  ВД - 8 кг/см².

Примечание: отбор за компрессором ВД разрешен при температуре воздуха на входе в двигатель не выше -5°С.

Системы двигателя и их характеристики:

1. Система топливного питания двигателя:

 - сорт топлива (рабочего и пускового) - очищенный природный газ. Размер механических частиц в газе не более 10 мкм (наличие конденсата и сернистых соединений не допускаются);

 - давление топлива на входе в двигатель при запуске и на всех режимах

   работы - 2,5 МПа;

 - температура топлива на входе от +25 до +60°С;

 - состав газа в процентах по объему: СН₄ – 98,63%; С₃Н₈ +С₄Н₁₀ – 0,12%;

   С₅Н₁₂ + высшие – 0,24%; СО₂ – 1,01%;

 - плотность топлива - 0,68 кг/м³;

 - низшая теплотворная способность - 8100 ккал/м³;

 - газовая постоянная - 51,8 кгс×м/(кг×К).

2. Масленая система и система суфлирования:

 - тип масленой системы - замкнутая, циркуляционная, под давлением;

 - сорт масла ТП-22 ГОСТ 9972-74, допускается использование масел:

    МК-8П ГОСТ 6457-66; МС-8П ОСТ 38.01163-78;

 - тонкость фильтрации масла на входе в двигатель, не более - 40 мкм;

 - средний часовой расход масла не более 1 кг/ч (допускается увеличение расхода в течение межремонтного ресурса до 1.5кг/ч).

    давление масла в нагнетающей магистрали двигателя:

 - на режиме прогрева не менее - 0,29МПа;

 - на режиме выше режима прогрева от 0,35 до 0,4 МПа;

 - давление масла на входе в СТ не менее - 0,11 МПа;

 - давление воздуха в полости средней опоры ±0,05 МПа;

 - прокачка масла через двигатель на максимальном режиме при температуре масла на входе в двигатель 100°С от 80 до 100 кг/мин;

    температура масла:

- на входе в двигатель для всех режимов работы от +5 до +100°С;

- на выходе из двигателя не более - 125°С;

- на выходе из задней опоры турбины не более - 140°С;

- на выходе из СТ не более - 140°С;

- теплоотдача в масло на режиме максимальной мощности при окружающей

  температуре +15°С и температуре масла на входе в двигатель 100°С не  

 более 1500 ккал/мин.

3. Система запуска:

 - тип - автоматическая, автономная от стартера, приводимого в действие природным газом;

 - давление газа на входе в стартер от 0,3 до 0,45 МПа ;

 - температура газа на входе в стартер не ниже +20°С.

4. Система противообледенения:

 - тип - воздушно-тепловая с обогревом ВНА и кока;

 - управление системой - электрическое от тумблера;

 - отбор воздуха в систему противообледенения из-за 10-ой ступени компрессора  высокого давления.

Массовые и габаритные характеристики двигателя

1. Сухая масса не более:

                 - двигатель - 6,0 т;

                - двигатель с рамой - 7,8 т;

                - газогенератор с рамой - 4,0 т;

                - свободная турбина с рамой - 3,8 т.

2. Габаритные размеры двигателя:

               - длина - 6196 мм;

               - ширина - 2164 мм;

              - высота - 2210 мм.

                        3.1 Двигатель НК-16СТ

Общие сведения

Двигатель НК-16СТ предназначен для привода нагнетателя НЦ - 16/76-1.44.

 Газотурбинный двигатель, работа на природном газе и состоит из двух модулей:

-         двигателя НК-16СТ (газогенератора);

-         свободной турбины 16СТ, с выходного вала которой снимается мощность на привод нагнетателя ГПА.

Газогенератор и свободная турбина имеют собственные рамы, что позволяет, при необходимости заменять как двигатель в целом, так и газогенератор отдельно или свободную турбину.

На двигателе предусмотрены системы запуска, защиты и сигнализации, обеспечивающие автоматический запуск, обнаружение неисправностей и отклонение параметров на работающем двигателе, а также система противообледенения, позволяющая работать двигателю в любых метеорологических условиях.

На двигателе расположены смотровые лючки, которые позволяют оптическими приборами (эндоскоп технический-10) контролировать состояние газовоздушного тракта.

Основные узлы

 Конструктивно двигатель включает в себя следующие узлы:

-         переднюю опору;

-         входной направляющий аппарат;

-         среднюю опору;

-         компрессор - осевой десятиступенчатый, двухкаскадный, состоящий из компрессора низкого давления и компрессора высокого давления;

-         блок камеры сгорания;

-         турбину газогенератора - двухступенчатую;

-         заднюю опору;

-         оболочки;

-         силовую подставку;

-         свободную турбину - одноступенчатую осевую;

-         опору свободной турбины.

Передняя опора ротора компрессора низкого давления, вмонтирована во входной направляющий аппарат.

Входной направляющий аппарат выполнен в виде кольца с вставленными в него двенадцатью радиально расположенными лопатками, к нижним полкам которых крепится опора ротора компрессора низкого давления.

Средняя опора включает в себя:

-         узел задней опоры ротора компрессора НД с шариковым подшипником и деталями уплотнения;

-         узел собственно средней опоры с шариковым подшипником;

-         узел регулирования направляющего аппарата;

-         корпус центрального привода;

-         детали уплотнения.

  Осевой десятиступенчатый, двухкаскадный компрессор включает в себя:

-         узел четырехступенчатого двухопорного ротора компрессора НД;

-         узел статора компрессора НД, состоящий из лопаточных направляющих аппаратов и рабочих колец;

-         узел шестиступенчатого двухопорного ротора компрессора ВД;

-         узел статора компрессора ВД, состоящий из лопаточных направляющих аппаратов, рабочих колец и механизма клапанов перепуска воздуха с ресивером отбора воздуха.

Блок камеры сгорания включает в себя наружный корпус, камеру сгорания, внутренний корпус и два воспламенителя.

Компрессоры двигателя вращает двухкаскадная, двухступенчатая турбина газогенератора. Первая ступень турбины вращает ротор компрессора ВД, а вторая ступень - ротор компрессора НД. В узел турбины входит узел статора, состоящий из лопаточных сопловых аппаратов и рабочих колец.

Задняя опора с роликовым подшипником является опорой ротора турбины НД. Опорой ротора турбины ВД служит роликовый подшипник, расположенный между валами турбин низкого и высокого давления. Узел задней опоры является одновременно и опорой ротора турбины ВД.

Оболочки, устанавливаемые между корпусами средней и задней опор, являются силовым элементом и одновременно служат тепловым экраном. На наружных поверхностях оболочек располагаются агрегаты механизации компрессора, фланцы отбора воздуха и арматура электропроводки и трубопроводов.

Силовая проставка над задней опорой является задним силовым поясом крепления двигателя на раме. Через люк на силовой проставке проходит проушина крепления двигателя.

Одноступенчатая осевая свободная турбина, приводящая во вращение центробежный нагнетатель ГПА, конструктивно состоит из ротора (вал и рабочее колесо) и статора. Статор представляет собой кольцевой лопаточный сопловой аппарат и рабочее кольцо со вставками.

Опора свободной турбины включает в себя передний роликовый и задние шариковый и роликовый подшипники. В опоре через одно из ее ребер проходит рессора для привода коробки приводов агрегатов.

На двигателе установлены агрегаты масленой и топливной систем, агрегаты системы регулирования, контроля работы и защиты, электрический кабельный план с выходными соединителями, трубопроводы масленой и топливной систем, трубопроводы отбора воздуха из компрессора на нужды самого двигателя и ГПА.

Двигатель устанавливается и крепится на разъемной раме, с которой он поставляется на газоперекачивающую станцию, при этом:

1. крепление газогенератора к раме производится в двух поясах:

-         за цапфы, расположенные в горизонтальной плоскости на средней опоре;

-         за проушину, расположенную вверху над задней опорой газогенератора;

2. крепление узла свободной турбины к своей раме производится в двух поясах:

-         за цапфы, расположенные в горизонтальной плоскости на корпусе опоры свободной турбины;

-         за цапфы, расположенные на силовой проставке.

Соединение узла свободной турбины с задней опорой газогенератора - телескопическое.

Соединение рамы газогенератора с рамой свободной турбины - жесткое, болтовое.

Принцип работы

Атмосферный воздух  через входное очистительное устройство и камеру всасывания ГПА входит в двигатель. В компрессорах НД и ВД воздух сжимается и поступает в камеру сгорания . В камере сгорания в потоке воздуха сжигается топливо (природный газ), поступающие через форсунки. Из камеры сгорания горячие газы направляются на лопатки турбин. В турбине газогенератора тепловая энергия газового потока превращается в механическую энергию вращения роторов турбин. Мощность первой ступени турбины расходуется на вращение ротора компрессора ВД, вторая ступень турбины вращает ротор НД. Мощность, полученная на валу СТ, расходуется на привод нагнетателя ГПА.

Отработанный газ через выхлопное устройство ГПА выбрасывается в атмосферу.

3.2. Нагнетатель НЦ-16/76-1.44

Общие сведения (см. Приложение Б)

1)    тип - двухступенчатый, центробежный с вертикальным разъемом;

2)    Направление вращения вала СТ против часовой стрелки;

3)    тип привода – газотурбинный со свободной турбиной;

4)    система смазки - циркуляционная под давлением с воздушным охлаждением;

5)    система уплотнения - гидравлическая, масляная, щелевая с плавающими кольцами.

           Система смазки.

Емкость маслосистемы с баком - 5750 л (бак 4300 л). Потери в системе смазки и уплотнении - 0,5 кг/ч. Также в систему смазки входят предназначенные клапана:

-         клапан № 1 - настроен на 0,16-0,2 МПа (служит для поддержания давления смазки нагнетателя);

-         клапан  № 2 - настроен на 0,3-0,4 МПа (предохраняет систему, когда работают два насоса ГНС и ПНС);

-         клапан №3 - настроен на 0,6 МПа (предохранительный клапан насосов установлен на линии в маслоохладители).

Два аккумулятора емкость каждого 540 л,  предназначены для подачи масла в уплотнения при авариях.

Система смазки обеспечивает подачу масла для смазки и охлаждения двух опорных и одного упорного подшипников нагнетателя, а также торционного вала. Масло в систему смазки нагнетателя забирается из бака основным, встроенным в нагнетатель или пусковым насосом и подается по напорной линии в аппараты воздушного охлаждения. Пройдя через аппараты воздушного охлаждения масло, подается на фильтры. Охлажденное и очищенное масло поступает в коллектор смазки нагнетателя. Регулирование давления в коллекторе производится клапанами №1 и №2 за счет частичного сброса масла в бак. №3 установлен на линии подачи масла в охладители и отрегулирован на давление 0,6 МПа. Из коллектора часть масла направляется в систему уплотнения, остальное подается к точкам смазки нагнетателя по линиям к подшипникам и торсионному валу. Слив масла с точек смазки нагнетателя производится в бак.

          Система уплотнения.

Система уплотнения предназначена для предотвращения прорыва сжимаемого газа из нагнетателя в контейнер турбоагрегата.

В систему уплотнения масло подается насосом ГМНУ или пусковым электронасосом из бака и по напорным линиям направляется через фильтры в гидроаккумуляторы. Из гидроаккумуляторов масло направляется на регуляторы "перепад давления" (РПД-1 и РПД-2) - они поддерживают постоянное повышение давления масла над газом на всех режимах работы, за счет слива части масла подаваемого в систему уплотнения. Сливаемое масло из регуляторов направляется в коллектор смазки. В уплотнениях нагнетателя масло разделяется на два потока, большая часть под действием перепада давления между уплотнительными кольцами смешивается с маслом отводимым от подшипников и сливается в бак. Небольшое количество масла под действием перепада давления между маслом и газом проходит по зазору между уплотнительными кольцами и ротором в сторону газовой полости нагнетателя, смешивается в камере "масло-газ" с газом и под давлением направляется в маслоотводчики. В маслоотводчике масло частично отделяется от газа, дальше поступает в дегазатор, где полностью освобождается от газа и без давления по линии, на которой установлено смотровое окно, сливается в бак.

Маслоотводчик предназначен для разделения газомасленой смеси и автоматического удаления масла поступающего из маслогазовой полости нагнетателя в маслобак через дегазатор.

При работе ПМНУ из камеры "масло-газ" нагнетателя масло поступает через штуцер маслоотводчика и заполняет пространство между корпусом и поплавком (640 грамм). Когда подъемная сила превышает вес поплавка, заполняет его. Когда вес поплавка с маслом станет больше подъемной силы, поплавок, а также клапан, загруженный с шайбой, станет опускаться вниз. В этот момент открывается отверстие разгрузочного клапана, и масло проходит в полость направляющей втулки.

      Насосы:

-         ПНС - пусковой масленый насос смазки 3В16/25 (тип - винтовой; привод - электродвигатель; давление на входе 0,6 МПа);

-         ПНУ - пусковой масленый насос уплотнения А13В8/100 (тип - винтовой; привод - электродвигатель; давление на выходе 10 МПа);

-         ГНС - основной масленый насос смазки (тип - шестеренчатый; привод от вала нагнетателя; давление на входе 0,6 МПа);

-         ГНУ - основной масленый насос уплотнения 1А3В8/100 (тип - винтовой; привод от вала нагнетателя; давление на выходе 10 МПа).

Список использованной литературы

   1.  Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных

газопроводов. – М.: Нефть и газ, 1999. – 463 с.

1. Альбом  характеристик  центробежных нагнетателей природного газа.–М.: ВНИИГАЗ, 1985.– 87 с.
2. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГПЦПП, 1997.– 52 с.