Анализ системы маслоснабжения компрессорной станции и ее эксплуатации
Содержание
Введение
Назначение
компрессорных станций
Общая
характеристика предприятия
Компрессорный
цех №6
Компоновка
оборудования ГПА
Схема
крановой обвязки ГПА
Газотурбинная
установка ГТН-25
Оборудование,
входящее в состав ГТУ
Устройство и
работа ГТУ
Центробежный
нагнетатель
Основные
технические характеристики ЦБН 650-22-2
Принцип
работы центробежного нагнетателя
Маслоснабжение
газотурбинной установки ГТН-25
Система
смазки и уплотнения нагнетателя
Правила
эксплуатации системы маслоснабжения
Расчет потребности
масла на заполнение маслосистем и пуско-наладку вновь вводимых или заменяемых
ГПА
Проверочный
расчет маслосистемы
Гидравлический
расчет маслопровода
Гидравлический
расчет коллектора
Литература
Введение
Вопрос надежности газоперекачивающих агрегатов при их эксплуатации
является одним из важнейших направлений работы эксплуатационного персонала.
Правильный и качественный процесс маслоснабжения является одним из основных
аспектов данного вопроса. Система маслоснабжения применяется для смазки,
регулирования и уплотнения газотурбинных двигателей и нагнетателей. Поэтому
анализ системы маслоснабжения компрессорной станции и ее эксплуатации является
одним из важнейших вопросов в подготовке инженеров данного профиля.
Назначение компрессорных станций
Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для
компримирования транспортируемого газа до давления, обеспечивающего его подачу
от источников газа до газораспределительных станций потребителей. Основными
параметрами КС являются количество транспортируемого газа, давление и
температура газа на входе и выходе станции.
По технологическому принципу КС делятся на головные, размещаемые обычно в
непосредственной близости от месторождений газа, и на промежуточные,
располагаемые по трассе газопровода, в соответствии с его гидравлическим
расчетом, на площадках, выбранных в процессе изысканий.
На ГКС газ не только компримируется, но и подготавливается для
транспорта. Для обеспечения требований, предъявляемых к транспортируемому газу,
на головных станциях газопровода производится сепарация, осушка, очистка,
удаление сероводорода и углекислоты, охлаждение и замер количества газа. На
промежуточных КС обязательно производится очистка газа от механических примесей
и, при необходимости, охлаждение газа.
По типу применяемых на них газоперекачивающих агрегатов КС разделяют на:
- станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным приводом
(газомотокомпрессорами);
- станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от
электродвигателей.
Бесперебойная работа КС обеспечивается согласованным функционированием
всего комплекса сооружений, который по степени значимости может быть разделен
на объекты основного и вспомогательного назначения. К основным объектам КС
относятся: площадки приема и пуска очистных устройств; установки очистки газа
от механических примесей; компрессорный цех; коллекторы газа высокого давления;
узел охлаждения газа.
К объектам вспомогательного назначения относятся: узел редуцирования
давления пускового, топливного газа и газа собственных нужд; электростанция
собственных нужд или трансформаторная подстанция при внешнем источнике
энергоснабжения; котельная или установка утилизации тепла уходящих газов; склад
горюче-смазочных материалов; ремонтно-эксплуатационный блок; служебно-эксплуатационный
блок; служба связи; объекты водоснабжения, канализации и очистные сооружения.
Общая характеристика предприятия
Бардымское линейное производственное управление магистральных
газопроводов (ЛПУ мг) входит в состав предприятия "Пермтрансгаз" в качестве
структурного подразделения.
Предметом деятельности Бардымского ЛПУмг
является транспортировка газа.
В состав ЛПУ мг входят действующие на началах внутреннего хозяйственного
расчета следующие производственные службы:
Газокомпрессорная служба (ГКС);
Линейно-эксплуатационная служба (ЛЭС);
Служба контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИП и А) ;
Атотранспортная служба (АТС);
Служба тепловодоснабжения;
Cлужба
связи;
Ремонтно-строительные участки;
и др.
Бардымское ЛПУ мг обслуживает 139-и километровый участок трубопроводов от
границы участка Алмазного ЛПУ мг до границы участка Чайковского ЛПУ мг.
Компримирование газа происходит по шести магистралям:
Уренгой - Ужгород
Уренгой - Центр 1
Уренгой - Центр 2
Ямбург - Елец 1
Ямбург - Елец 2
Ямбург - Западная граница ("ПРОГРЕСС")
Характеристика перекачиваемого газа:
Номинальный состав газа поступаемого в нагнетатель в % по объему:
Метан СН4 98,63
Этан С2Н6 0,12
Пропан С3Н8 0,02
Бутан С4Н10 0,1
Азон N2 0,12
Углекислый газ СО2 1,01
Газ не токсичен, горюч, взрывоопасен при содержании газа в воздухе от 5
до 17 % по объему, по коррозионному воздействию на металлы - нейтрален.
Компрессорный цех №6
Соединенные в определенной последовательности и по определенным правилам
газоперекачивающие агрегаты (ГПА), трубопроводы, пылеуловители, аппараты
воздушного охлаждения (АВО) и технологические краны различных диаметров
образуют технологическую схему компрессорного цеха (КЦ).
КЦ №6 обслуживает магистральный газопровод Ямбург - Западная граница
("ПРОГРЕСС").
Технические показатели газопровода:
диаметр газопровода на данном участке Ду, мм 1400
рабочее давление Р, МПа 7,5
проектная пропускная способность Q, млрд.м3/год 42
КЦ-6 был введен в эксплуатацию в 1988 году; входит в состав Бардымского
ЛПУ мг и обслуживает газопровод "ПРОГРЕСС" на участке с 1705 по 1844
км. (длина участка 139 км.)
В КЦ осуществляются следующие технологические процессы:
очистка газа от механических примесей;
cжатие
газа;
измерение и контроль технологических параметров;
управление режимом газопровода;
изменение числа и режимов работы газоперекачивающего агрегата (ГПА).
В КЦ с тремя ГПА-25 газ подается с узла подключения магистрального
газопровода по подводящему трубопроводу диаметром 1400мм в коллектор, диаметром
1000мм, установки очистки. В пылеуловителях установки газ очищается от пыли и
конденсата и поступает во внутриплощадочные коллекторы. Пыль и конденсат из
пылеуловителей собирают в дренажную емкость. Из двух коллекторов КЦ газ
поступает в нагнетатели ГПА, где производится его компримирование до расчетного
давления. Далее газ по трубопроводам поступает на установку охлаждения газа
через коллектор, и, пройдя через воздушные холодильники, возвращается в
магистральный газопровод.
КЦ оснащен двухступенчатым центробежным нагнетателем 650-22-2 с приводом
от газотурбинной установки ГТК-25.
ГТУ - машина преобразующая тепловую энергию в механическую, состоящая из
компрессора, теплового устройства для нагрева рабочего тела, турбины, системы
регулирования и вспомогательного оборудования. Полезная мощность совершается за
счет внутренней энергии газового потока, поступающего с большой скоростью на
лопатки ротора турбины.
Компоновка оборудования ГПА
Компоновка оборудования ГПА включает в себя: раму, контейнер, приводной
двигатель, выхлопную улитку, переходник и нагнетатель.
Кроме того, в турбоблоке размещены следующие отдельные сборочные единицы:
масляная система, система обогрева, пожаротушения, автоматического
регулирования ГПА, в отсеке нагнетателя установлен ручной передвижной кран грузоподъемностью
5т и ручная таль грузоподъемностью 1т, на задней стенке отсека нагнетателя
расположен вентилятор.
УЛИТКА предназначена для плавного торможения поворота потока на 900
.
ПЕРЕХОДНИК является составной частью выхлопного устройства. Крутящий момент
передается от привода двигателя к нагнетателю через зубчатую муфту, которая
допускает продольное и осевое смещение соединяемых валов до 1мм.
УСТРОЙСТВО ПОДВОДА ЦИКЛОВОГО ВОЗДУХА предназначено обеспечивать
эффективную очистку циклового воздуха от пыли в соответствии с санитарными
нормами окружающей среды от пыли.
БЛОК ШУМОГЛУШЕНИЯ состоит из двух шумоглушителей пластинчатого типа и
предназначен для снижения уровня звука до 80 ДБ.
ВСАСЫВАЮЩАЯ КАМЕРА служит для направления очищенного газа в ВОУ циклового
воздуха к компрессору.
ПРОМЕЖУТОЧНЫЙ БЛОК предназначен для формирования равномерного потока
воздуха перед ВНА.
БЛОК МАСЛООХЛАЖДЕНИЯ предназначен для охлаждения масла в системе
маслоснабжения.
БЛОК ВЕНТИЛЯЦИИ обеспечивает вентиляцию отсека двигателя при аварийном
отключении энергии.
БЛОК МАСЛОАГРЕГАТА предназначен для размещения маслоагрегатов и арматуры
масляной системы, что позволяет производить их безопасное обслуживание при
работе ГПА.
ВЫХЛОПНОЕ УСТРОЙСТВО служит для отвода из турбоблока выхлопных газов двигателя
с минимальными гидравлическими потерями, преобразования кинетической энергии в
энергию давления глушения шума выхлопа.
СИСТЕМА ПОЖАРОТУШЕНИЯ обеспечивает пожарную защиту отсеков двигателя и
нагнетателя за счет своевременного обнаружения очага загорания и последующего
его тушения путем автоматической подачи огнегасящего вещества.
ПРОТИВООБЛЕДИНИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА служит для обогрева горячим воздухом после
компрессора лопаток входного направляющего аппарата, ребер и конфузора входного
патрубка.
Схема крановой обвязки ГПА
Газотурбинная установка ГТН-25, входящая в состав ГПА, предназначена для
сжатия и транспортирования газа по магистральным газопроводам и служит приводом
центробежного нагнетателя природного газа.
Газотурбинная установка ГТН-25
ГТН-25 является блочным автоматизированным агрегатом промышленного типа
для бесподвальной установки на компрессорной станции (КС). ГТУ выполнена по
простому циклу, трехвальной, с прямоточным движением рабочего тела и осевым входом
в компрессор. Выхлоп продуктов сгорания в зависимости от конкретных условий
компоновки КС может осуществляться вверх или в сторону. Агрегат размещается в
легкосборном индивидуальном здании (укрытии) с разделительной стенкой между
помещениями ГТУ и нагнетателя.
Технические данные:
мощность на муфте нагнетателя, МВт 28,5
КПД, отнесенный к мощности на муфте нагнетателя , % 29
среднемассовая температура продуктов сгорания на входе
в турбину не более , 0С 900
частота вращения вала турбины высокого давления (ТВД), об/мин 5100
частота вращения вала турбины низкого давления
(ТНД), об/мин 4400
частота вращения вала силовой турбины
(СТ), об/мин 3700
Оборудование, входящее в состав ГТУ:
блок турбогруппы;
система маслоснабжения;
cистема
автоматического регулирования (ССАР);
установка воздушных маслоохладителей;
система КИП и А;
трубопроводы;
КУВ;
Устройство и работа ГТУ
Газотурбинная установка состоит из:
- двух компрессоров: компрессор низкого давления (КНД) и компрессор
высокого давления (КВД);
- трех турбин: ТВД, ТНД и СТ.
Компрессор низкого давления, приводимый турбиной низкого давления и
компрессор высокого давления, приводимый турбиной высокого давления, входят в
блок газогенератора и служат для производства рабочего тела для силовой
турбины.
Силовая турбина вместе с диффузором и выхлопным патрубком, образующие
блок силовой турбины, являются приводом центробежного нагнетателя (ЦН).
ГТУ выполнена в общем корпусе цилиндрической формы, имеющем
горизонтальный и ряд вертикальных разъемов.
Корпус турбокомпрессора состоит из корпусов компрессоров и турбин, в
которых расположены корпуса подшипников со вкладышами для установки роторов
КНД, ТНД, КВД-ТВД, СТ. Ротор ТНД проходит внутри ротора КВД-ТВД.
Для проворота ротора КВД-ТВД при пуске, служит валоповоротное устройство,
а для проворота КНД-ТНД - мотор-редуктор.
Пуск агрегата осуществляется при помощи пускового турбодетандера,
работающего на перекачиваемом газе.
ГТУ работает по схеме открытого цикла. Воздух из атмосферы через КУВ
засасывается и последовательно сжимается сначала в КНД, а затем в КВД. Далее
воздух попадает в камеру сгорания, куда подается и топливо. Продукты сгорания
направляются на ТВД и ТНД, которые приводят КВД и КНД, затем поступают на СТ,
вращающую нагнетатель.
После турбины продукты сгорания выбрасываются и атмосферу через дымовую
трубу. ГТУ позволяет производить установку утилизатора тепла за турбиной с
соответствующим уменьшением полезной мощности.
Общий корпус ГТУ состоит из всасывающей части КНД, корпуса КНД, корпуса
блока среднеосевых компрессоров, корпуса КВД и корпуса турбины, соединенных
между собой по вертикальным фланцам.
Центробежный нагнетатель
Центробежный нагнетатель (ЦН) типа 650 представляет собой полнонапорную
двухступенчатую центробежную машину, предназначенную для параллельной схемы
работы на КС. Вместе со вспомогательным оборудованием и первичными датчиками
САУ нагнетатель смонтирован на раме и представляет собой транспортно-монтажный
блок.
ЦН служит для сжатия природного газа и его перекачки по магистральным
газопроводам.
Корпус ЦН изготавливается из высококачественных конструкционных сталей.
Корпус сварно-литой, с торцевых сторон закрывающийся крышками, которые
крепятся к корпусу шпильками.
Ротор ЦН- сборный, имеет кованный вал и кованное основание колес, на
которых фрезируются спирального типа лопатки. Лопатки закрываются покрышками,
крепящимися заклепками или сваркой. Все колеса надежно с натягом насажены на
валы и крепятся шпонками. Каждый ротор состоит из необходимого числа колес,
шеек под опорные подшипники, упорного диска под упорный подшипник, диска реле
осевого сдвига, специальных уступов и буртов под уплотнения и полумуфты для
связи с ротором СТ.
Перед каждым колесом предусмотрен входной конфузор в виде улитки. Это
конструкция ассиметричной формы, за счет которой газ направляется в колеса ЦН.
На выходе из каждого колеса предусмотрены выходные диффузоры, где газ
сжимается. Колесо ЦН с обеих сторон уплотняется.
Вся ходовая часть машины, включая ротор, неподвижные элементы проточной
части, уплотнения и подшипники образуют единый узел-пакет, который может быть
легко заменен в процессе эксплуатации.
Основные технические характеристики ЦБН 650-22-2
производительность объемная, при 20 0С и 0,01013 Па (760 мм.
Рт. Ст.), м3/с, м3/сут. 544; 47*106
производительность объемная, отнесенная к условиям всасывания, м3/с,
м3/мин. 9,66; 580
давление газа конечное при выходе из нагнетательного патрубка, МПа,
кгс/см2 7,45; 76
температура газа при выходе из нагнетательного патрубка, К, 0С
314; 41
Параметры, указанные в таблице, должны обеспечиваться нагнетателями при
следующих условиях:
давление газа, начальное, абсолютное, при входе во всасывающий патрубок
нагнетателя, МПа, кгс/см2 5,18; 52,78
температура газа при входе во всасывающий патрубок на нагнетателе, К, 0С
288; 15
плотность газа, отнесенная к 293К, 200С и 0,1013 МПа, 760
мм.рт.ст. 0,68
частота вращения ротора нагнетателя номинальная, с-1, об/мин
61,66; 3700
Принцип работы ЦН
Газ входит в колесо с определенным давлением и скоростью. Ротор ЦН
постоянно получает энергию вращения от силовой турбины. Каждая частица газа
участвует в двух движениях: скользит по спирали лопатки и отбрасывается колесом
по ходу вращения. По мере удаления от центра к периферии колеса, скорость газа
непрерывно растет. За счет вращения ротора, в колесе нагнетателя газ набирает
скорость, а за колесом на выходе возрастает напор.
Маслоснабжение газотурбинной установки ГТН-25
Применяемое масло: турбинное Тп22.
Физические характеристики масла:
плотность r20 , кг/м3
900
удельная теплоемкость масла срм, Дж/(кг*0С) 2100
вязкость масла n50, мм2/с
21,3
вязкость масла n20, мм2/с
100
На КЦ-6 масло завозится с железодорожных цистерн с ближайшей станции
Чернушка Горьковской ЖД на специальном автомобильном транспорте.
Система маслоснабжения предназначена для подачи масла на смазку
подшипников турбин, компрессора и нагнетателя, торцевых уплотнений нагнетателя,
зубчатых муфт, клапана расцепного устройства и регулятора скорости вала ТНД.
Система принудительная, циркуляционная.
Система маслоснабжения включает в себя следующие основные элементы:
блок маслоснабжения;
воздушные маслоохладители;
маслопроводы.
Масло требуемого качества с температурой не ниже +5 0С
заливается в маслобак из стационарной системы. При пуске и нормальной остановке
агрегата масло нагнетается в систему пусковым масляным насосом с приводом от
воздушной турбины.
Масло работает в следующих системах ГТУ:
системе смазки;
системе регулирования;
системе уплотнения ЦН;
После пуска газовой турбины и частичной загрузки нагнетателя пусковой
масляный насос автоматически отключается сдвоенным обратным клапаном КОI, т.к. давление за главным насосом
становится больше чем за пусковым.
Масло после КОI поступает через
регулятор производительности (РП) в маслоохладитель. Охлажденное масло проходит
через фильтр по коллектору смазки к подшипникам турбогруппы и в маслопровод
нагнетателя. Далее масло сливается в маслобак.
Для предотвращения попадания масляных паров в машинный зал осуществляется
удаление их из маслобака и картеров подшипников турбогруппы отсасывающим
устройством (ОУ), подсоединенным к воздушному пространству маслобака. Пары
масла и воздух поступают в сепаратор. Отделившееся масло из картера стекает
через дренажную трубу в маслобак, а воздух выбрасывается в выхлопной газопровод
турбины.
Блок маслоснабжения включает в себя масляный бак, блок паюсов, три
фильтра очистки масла, отсасывающее устройство, сепаратор и указатель уровня
масла.
На каждом агрегате установлен маслобак емкостью 24 м3, имеются
маслоохладители, сеть напорных и сливных трубопроводов, обратные клапаны,
сдвоенные обратные клапаны, дроссельные шайбы (устанавливаются на подводах
масла к узлам смазки и регулируют расход масла), инжекторы и насосы (пусковой,
уплотнительный, главный масляный, импеллер и резервный).
Маслобак состоит из корпуса и двух крышек. Корпус маслобака сварной из
листовой стали. Внутри корпуса имеются стойки, воспринимающие нагрузку от
оборудования, установленного на крышках. К стойкам приварены направляющие, в
которые вставляются съемные перегородки, разделяющие корпус на два отсека (для
грязного и для чистого масла). Перегородки обеспечивают также увеличение пути
движения масла от места слива из подшипников до места забора насосом, с целью
частичного выделения воздуха из масла.
За воздухоотделительными камерами в корпусе маслобака помещен
электродвигатель для подогрева масла перед пуском агрегата.
На боковых стенках бака имеются отверстия для слива масла, а также рамы
для подъема и цапфы для кантовки бака.
Крышка маслобака состоит из двух половин: левой и правой, которые
скреплены между собой шпильками. Это позволяет снимать правую крышку не снимая
левой и производить осмотр и чистку бака. Обе крышки снабжены ребрами
жесткости, приспособленными для подъема.
На левой крышке установлены: блок насосов, три фильтра очистки масла,
указатель уровня, регулятор турбонасоса и регулятор производительности насоса.
На правой крышке расположены отсасывающее устройство и сепаратор.
Электронагреватель масла предназначен для подогрева масла в маслобаке за
счет преобразования электрической энергии в тепловую.
Электронагреватель масла состоит из 24-х трубчатых электронагревателей
типа НММ-3,0/2,0 № 260, которые представляют собой тонкостенную металлическую
трубу со спиралью. Пространство между спиралью и тубой и внутри спирали
заполнено наполнителем. Торцы электронагревателей заполняются влагозащищающими
термостойким лаком (герметиком), обеспечивающим работоспособность при
температуре в зоне герметизации не более 1200 С. Контактные стержни
изготавливаются из стальной проволоки, а на выступающие части стержней
надеваются фарфоровые изоляторы, гайки и шайбы. Потребляемая мощность
электродвигателя -48 кВт.
Трубчатые электронагреватели установлены в коробку, которая вставляется в
маслобак и крепится шпильками и гайками. Крепление и уплотнение нагревателей
производится втулкой и сальниковым устройством.
Стопорение гаек накидных каждого нагревателя производится проволокой.
Токоведущие части закрыты крышкой на винтах и на монтаже, для вывода
электрического кабеля имеется отверстие. Подсоединение трубчатых
электронагревателей в сеть на 110 В или 220 В производить согласно схеме
соединений и положений перекачек.
Блок насосов предназначен для обеспечения маслом системы смазки всего
агрегата во время пусков, работы и останова.
Блок насосов состоит из обратного клапана, установки пускового и
резервного насосов и главного масляного турбонасоса.
Установка пускового и резервного насоса предназначена для маслоснабжения
во время пуска и остановки агрегата. Масляный насос центробежного типа имеет
два привода: от электродвигателя переменного тока мощностью 37 кВт при 49,2 с-1
(пусковой) и от электродвигателя постоянного тока мощностью 7,5 кВт при 25 с-1
(резервный).
Во время нормального пуска и останова агрегата работает пусковой насос и
подает в систему 0,04м3/с масла при давлении 0,36 МПа. В случае
аварийного снижения давления масла или при отсутствии напряжения постоянного
тока во время остановки агрегата, автоматически подается питание
электродвигателю постоянного тока и насос подает на смазку 0,0107м3/с
масла при давлении 80 МПа. Насос и электродвигатель переменного тока
соединяются специальной рамой, имеющей квадратный фланец для крепления всей
установки в блок насосов.
Главный масляный турбонасос предназначен для обеспечения маслом системы
смазки всего агрегата во время работы.
Основные технические данные насоса:
частота вращения 80 с-1 (4800об/мин);
давление избыточное 0,73 МПа (7,45кг/см2);
объемный расход 0,053м3/с (3180л/мин);
направление вращения ротора - против часовой стрелки, если смотреть со
стороны турбодетандера.
Турбонасос - вертикального типа, состоит из приводного турбодетандера,
работающего на регулируемом отборе воздуха за последней ступенью компрессора
высокого давления, центробежного насоса и рамы. Корпус накрыт крышкой, вместе с
которой он образует внутреннюю кольцевую камеру. К нижнему фланцу крышки
крепится всасывающий патрубок, на котором установлен фильтр из металлической
сетки, предохраняющий полость насоса от попадания посторонних предметов.
Для повышения стабильности работы во входном сечении насоса установлен
инжектор, соединенный с напорной камерой насоса.
Маслопровод системы смазки начинается за инжектором. Масло с температурой
35-40 0С и давлением 0,6-3,3 атм, направляется в систему смазки,
т.е. к подшипникам, зубчатым зацеплениям и т.д. Отработанное масло возвращается
через сливной коллектор в грязный отсек маслобака. Масло перед
маслоохладителями должно иметь давление 2,2-3,8 атм, чтобы после охлаждения,
преодолев сопротивления, подойти к узлам смазки.
Нагнетающий насос управления создает давление 10 атм и обеспечивает две
основные коробки приводов и агрегат системы управления. Пусковые насосы и
главный масляный насос - центробежного типа. Главный масляный насос
устанавливается на маслобаке и работает от воздушного турбодетандера, к
которому подается воздух с выкида ОК работающего агрегата. Главный масляный
насос создает давление 10-16 кг/см2, расход масла 1500-2400 л/мин.
Пусковой масляный насос имеет двигатель мощностью 15 кВт, создает давление
5-6,5 кг/см2 и расход 1000 л/мин.
Инжекторы (струйные насосы, работающие на принципе разряжения)
установленные на линиях смазки, обеспечивают увеличение количества масла для
системы смазки до вступления в работу главного масляного насоса.
Для предотвращения прорыва горячего воздуха в масляную полость
установлены угольные уплотнения. Уплотнение состоит из корпуса, в котором
имеются угольные кольца из двух половин, прижимаемые пружинами к гребням
втулки, насаженные на вал турбонасоса. Гребни врезаются в угольные кольца,
обеспечивая минимальный радиальный зазор. Уплотнения установлены в расточку
корпуса и прижаты захватами. В полость между угольниками и масляными
уплотнениями подается охлаждающий воздух. Суммарные проточки охлаждающего и
горячего воздуха отводятся вестовой трубой. Система уплотнения ЦН начинается за
насосами уплотнения и работает при наличии регулятора перепада масло-газ.
Давление в линии выше давления газа на 1,5-2 кг/см2.
Указатель уровня служит для контроля за уровнем масла в баке. Указатель
устанавливается в отсеке чистого масла. Поплавок со штоком опускается в масла.
Падение уровня масла опасно, т.к. срывается подача масла в насос и,
соответственно к узлам агрегата. Переполнение масла также не допустимо.
Система смазки и уплотнения нагнетателя
Уплотнение на покрышке колеса служит для уменьшения потерь энергии
ротора, затрачиваемой на перекачку газа. Цель установки уплотнений -
предотвратить утечку газа. Уплотнение по валу торцевого типа состоит из
стального кольца на роторе и баббитографитового кольца в корпусе, которые
приклеиваются эпоксидной смолой ко втулке корпуса. На втулку постоянно
действует пружина, поджимая баббитографитовое кольцо. В камеру до уплотнения
подведено масло высокого давления (давление больше давления газа на 1,5-2 атм).
Масло непрерывно поступает в зазор между стальным и баббитографитовым кольцом,
уплотняя вал и непрерывно уходит на регенерацию.
Опорный подшипник смазывается маслом высокого давления, которое не только
смазывает, но и уплотняет вал. К опорно-упорному подшипнику масло подводится с
давлением не ниже 3 атм из средней линии или системы смазки.
Правила эксплуатации системы маслоснабжения
При эксплуатации системы маслоснабжения должны соблюдаться следующие
правила:
. Монтаж маслосистемы осуществляется по чертежам проектных организаций в
соответствии со схемой маслоснабжения ГПА, с установочными чертежами и
инструкциями завода-изготовителя.
После окончания монтажных работ должна быть произведена очистка и
промывка напорных и сливных маслопроводов и маслобака. Маслосистема должна быть
заполнена маслом через фильтрующие сетки.
. При пуско-наладочных работах производится прокачка масла по
маслосистеме, регулируется расход масла по подшипникам ГПА путем подбора
дроссельных шайб, маслосистема проверяется на плотность фланцевых соединений и
арматуры. При обнаружении механических примесей масло должно быть слито,
промыты фильтры, трубопроводы, маслобак, подшипники, после чего маслосистема
заполняется вновь.
. В процессе эксплуатации ГПА должны контролироваться и регистрироваться
температура и давление масла на входе в подшипники ГПА и температура
подшипников. Уровень в баках и давление масла должны быть в установленных
пределах. Уровень контролируется автоматически с соответствующей сигнализацией.
4. Температурный режим в системе охлаждения масла должен поддерживаться в
пределах, оговоренных инструкцией завода-изготовителя и обеспечивать
температуру подшипников ГПА не выше максимально возможных величин.
. Масло, находящееся в системе смазки, должно заменяться свежим в
установленные сроки. Независимо от сроков, указанных в инструкции
завода-изготовителя, масло должно быть заменено свежим при обнаружении любого
из следующих признаков:
содержание механических примесей свыше 1,5 %;
содержание воды в масле свыше 0,25 %;
кислотность увеличилась свыше 1,5 КОН на 1г масла;
температура вспышки по Бренкену снизилась до 150 0С;
Для каждого типа ГПА должна быть установлена периодичность отбора проб и
проверки качества масла. Пробы должны отбираться в соответствии с действующим
стандартом.
. Во избежание повышенного износа ГПА не разрешается применять масла
марок, не соответствующих рекомендованным заводом-изготовителем.
7 Масло от поставщика принимается при
наличии паспорта на него.
8. Элементы системы смазки (трубопроводы, фильтры, маслоохладители,
маслобак и др.) должны подвергаться периодической очистке.
. Для каждого типа ГПА на основе заводских эксплуатационных данных
устанавливаются нормы расхода масла.
. В КЦ должна быть вывешена утвержденная схема маслосистемы КС. На схеме
должны быть указаны маслопроводы, емкости, фильтры, насосы, арматура и т.п., а
также допустимые максимальные и минимальные давления и температуры масла.
Расчет потребности масла на заполнение маслосистем и пуско-наладку вновь
вводимых или заменяемых ГПА
Потребность масла по маркам на заполнение маслосистем вновь вводимых или
заменяемых ГПА для предприятия определяется числом агрегатов и вместимостью
маслосистем
где
Vi- вместимость маслосистемы ГПА i-го
типа;
niВ- число вновь вводимых ГПА i-го типа на
планируемый период.
Безвозвратный
расход масла при пусконаладочных работах не должен превышать 20% вместимости
ГПА i-го типа
компрессорный
газотурбинный маслоснабжение нагреватель
Суммарная
потребность масла на пуско-наладку и заполнение маслосистемы ГПА i-го
типа составит
Проверочный
расчет маслосистемы
Проверочный
расчет маслосистемы заключается в гидравлическом расчете различных участков
маслосистемы с целью проверки их работоспособности.
Маслосистема
КЦ-6 имеет два основных участка:
маслопровод
между маслобаком ГСМ и мерной емкостью;
коллектор
распределения масла из мерной емкости по маслобакам ГТУ.
Гидравлический
расчет маслопровода
Начальные
данные: длина L=177м, труба 89х4, шероховатость стенки трубы К=0,5
мм, разность геодезических отметок конца и начала маслопровода Dz=5.6м, марка
насоса Ш8-25-5.8/2.5Б, развиваемое насосом давление Р=2,5 кг/см2 при
подаче Q=5,8 м3/ч, плотность масла r20=900кг/м3,
вязкости масла при t=500C n50=21.3 мм2/с,
при t=200C n20=100мм2/с,
местные сопротивления на маслопроводе: задвижек-2, поворотов на 900 -3,
тройников на 900 -1, величина остаточного напора Ност=4м.
1 Принимаем температуру масла tм=50С (как наихудший случай) и пересчитываем
вязкость масла по формуле Рейнольдса-Филонова:
,
где
U- показатель крутизны вискограммы, 1/ 0С,
,
n1 и n2- кинематический коэффициент вязкости, мм2/с,
при любой известной температуре t1 и t2,0С.
(1/ 0С),
(мм2/с).
Пересчитаем
также плотность масла:
(кг/м3),
где
bр-
коэффициент объемного расширения.
.Определяем
сумму коэффициентов местных сопротивлений xm по длине маслопровода. Величина коэффициентов местных
сопротивлений для различных их видов:
Задвижка
0,15
Поворот
на 900 1,32
Тройник
0,32
Величина
суммы коэффициентов местных сопротивлений составит:
= 4,43.
.
Переведем давление, развиваемое насосом, в напор, для более наглядного
представления результатов расчета:
м.
4 Гидравлический расчет произведем на
ЭВМ с применением программы paket1.
Результаты расчета программы:
Исходные данные:
число участков N=1
длина участка, м L=177
внутренний диаметр, м D=0,081
сумма коэффициентов
местных сопротивлений SM=4.43
расчетная вязкость, мм2/с n=216,7
шероховатость стенки трубы, мм К=0,5
разность геодезических отметок, м Z=3,6
остаточный напор, м Ност=4
Результаты гидравлического расчета:
Q, м3/ч
Н, м
4,5 13,7
5,1 14,2
5,5 14,8
6,0 15,3
6,5 15,8
Как видно из результатов гидравлического расчета, давления, развиваемого
насосом, хватает для перекачки масла до мерной емкости и, следовательно,
маслопровод работоспособен.
Гидравлический расчет коллектора
Исходные данные: количество участков-2; характеристика первого участка:
длина L=88м; труба 89х4; разность
геодезических отметок конца и начала участка Dz=-1,5м; местные сопротивления на участке: задвижек-2,
поворотов на 900-1, тройников-5, фильтр-1; характеристика второго
участка: длина L=1,5м; труба
57х4; разность геодезических отметок конца и начала участка Dz=0,5м; местные сопротивления на
участке: задвижек-2, поворотов на 900-1, тройник-1; шероховатость
стенки трубы К=0,5мм; плотность масла r20=900 кг/м3; вязкость масла при температурах t1=500C и t2=200C cсоответственно n50=21,3 мм2/с и n20=100мм2/с;
величина остаточного напора Ност=0,2м. За длину первого участка
принято расстояние до самого дальнего от мерной емкости ГПА как наиболее
неблагоприятный случай для расчета
1 Произведем расчет при температуре
масла +50С, т.е. вязкость масла будет n278=216,7мм2/с.
2 Определим сумму коэффициентов местных
сопротивлений по длине участков коллектора. Величина их, на различных участках
составляет:
Задвижка 0,15
Поворот на 900 1,32
Тройник 0,32
Фильтр 2,2
Для первого участка: xm=2*0,15+1,32+0,32*5+2,2=6,63
3 Гидравлический расчет произведем на
ЭВМ с применением программы paket1.
Результаты расчета:
Исходные данные:
число участков N=2
участок
длина, м L=88
внутренний диаметр, м D=0,081
сумма коэффициентов местных сопротивлений SM=6,63
участок длина, м L=1,5
внутренний диаметр, м D=0,041
сумма коэффициентов местных сопротивлений SM=1,94
расчетная вязкость, мм2/с n=216,7
шероховатость стенки трубы, мм К=0,1
разность геодезических отметок, м Z=-1,5
остаточный напор, м Ност=0,3
Результаты гидравлического расчета:
Q, м3/ч
Н, м
,5 -0,6
,0 -0,2
,5 0,1
,0 0,4
,5 0,8
,0 1,1
. Построим характеристику самоточечного коллектора:
Как видно из характеристики, работа коллектора в самоточечном режиме
возможна до тех пор, пока расход не достигнет значения Q=2,3 куб.м/ч (в этом случае потери напора в трубопроводе
сравняются с гидростатическим напором масла в мерной емкости). Так как объем
маслобака ГТУ V=2м3, то можно вычислить
минимальное время его наполнения:
Литература
1. Машинист технологических
компрессоров. Суринович В.К., Борщенко Л.И. М.: Недра, 1986г.
2. Трубопроводный транспорт нефти и
газа. Под редакцией Юфина В.А. М.: Недра, 1978г.
3. Эксплуатация газопроводов Западной
Сибири. Крылов Г.В. и др. М.: Недра, 1985г.
4. Справочник по проектированию
магистральных трубопроводов. Под ред. Дерцакяна А.К. М.: Недра, 1977г.
5. Газотурбинные перекачивающие
установки. Ревзин В.С. М.: Недра, 1986г.
6. Турбинные установки и эксплуатация
турбин. Денисов В.М., Попков В.Г., Ященко Ю.Г. М.: Машиностроение, 1971г.
7. Документация по АВГ масла.
8. Документация по неполнонапорному
нагнетателю.