ВВЕДЕНИЕ 1 страница

ISВN 5-88465-034-5 © С.И.Перевощиков, 2004

Одной из составляющих энергетики промышленно развитых стран, в том числе и России, - является газовая промышленность. Базу данной отрасли представляют месторождения природного газа, которые, как правило, удалены от основных потребителей их продукции - энергетических и химических производств, предприятий черной металлургии и крупных коммунальных хозяйств - на многие сотни километров. Это создает проблему доставки газа от мест его добычи к объектам потребления газового сырья и топлива.

На существующем этапе технического прогресса основным и, по сути единственным, средством доставки газа в больших объемах на значительные расстояния является трубопроводный транспорт.

Протяженность современных газопроводов достигает нескольких тысяч километров, а всей газотранспортной системы страны (ГТС) – порядка 150 тыс.км.

О значимости объектов транспорта газа в энергообеспечении ведущих секторов экономики говорят распределение капиталовложений и структура стоимости основных фондов в данной отрасли. По капиталовложениям ГГС в период ее развития и становления относилась к одному из основных направлений в деятельности газового ведомства. На долю систем транспорта приходилось более 50 % всех вложений в объекты газового профиля. В настоящее время, когда формирование ГГС для современных потребностей газа практически завершилось, стоимость основных фондов газотранспортной системы составляет определяющую часть фондов газовой промышленности в целом.

Надлежащее функционирование ГТС поддерживается за счет использования в ее составе компрессорных станций магистральных газопроводов (КС), относительно равномерно рассредоточенных по отдельным газопроводам, объединенным в ГТС.

Компрессорные станции являются сложным комплексом инженерных сооружений, служащим не только для непосредственного транспорта газа по трубопроводам, но и обеспечивающим данному виду транспорта достаточно высокую степень надежности и безопасности.

Роль КС в системах транспорта газа велика не только по их функциональному назначению, она значима и в экономическом плане - на долю КС приходится порядка 20 % всех капиталовложений в газотранспортную систему и 60 % всех эксплуатационных расходов данной системы.

Столь существенное место компрессорных станций в доставке газа его потребителям свидетельствует о том, что надежность и экономичность энергоснабжения значительного числа отраслей экономики страны во многом зависит от надежности и экономичности КС. Поэтому к проектированию и эксплуатации станций предъявляются самые высокие требования. Особенно в части использования новейших достижений в различных областях науки и техники, определяющих уровень конструкторских разработок оборудования, а также качество проектных и технических решений.

К числу технических новинок, внедряемых на компрессорных станциях магистральных газопроводов в последние годы, относятся:

• использование газоперекачивающего оборудования с повышенной единичной мощностью (до 25 МВт) и повышенным к.п.д. (до 30% и более);

• внедрение энергосберегающих технологий, в частности, средств утилизации тепла отходящих газов для газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом;

• применение малогабаритных конвертированных турбореактивных авиадвигателей, относительно низкой металлоемкости, отработавших свой нормативный ресурс в воздухе;

• внедрение блочного и блочно-комплектного строительства компрессорных станций для снижения сроков сооружения КС и затрат на возведение станций.

Практическая реализация перечисленных подходов в развитии техники трубопроводного транспорта газа не всегда подтверждает эффективность принятых направлений модернизации. В частности, применение конвертированного авиапривода и блочного строительства в отдельных случаях не оправдало себя; повышение единичной мощности газоперекачивающих агрегатов привело к увеличению резерва мощности КС и снижению фондоотдачи на газотранспортных предприятиях.

Приведенные примеры лишний раз подтверждают сложность решения проблем трубопроводного транспорта газа и подчеркивают необходимость глубоких и всесторонних проработок намечаемых путей совершенствования средств транспорта газа.

Предлагаемое пособие предназначено для первого знакомства с объектами КС и изучения общей ситуации на станциях в ее техническом и технологическом аспектах.

Раздел первый

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1. НАЗНАЧЕНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ КС

Компрессорные станции магистральных газопроводов предназначены для транспорта природного газа по трубопроводам от газовых месторождений до потребителей газа.

Перемещение газа по трубопроводам происходит за счет упругой энергии, приобретаемой газом в компрессорных машинах КС при его сжатии.

Компрессорные машины способны создавать достаточно ограниченные давления, величина которых обусловлена достигнутым уровнем развития техники, в частности, в области материаловедения, конструирования, создания высоконапорных трубопроводов и т. д.

Существующий уровень техники позволяет перемещать газ после его сжатия компрессорными станциями на расстояние не более 100...200 км. При необходимости доставки газа на большие расстояния вынуждены прибегать к использованию нескольких станций с расположением их по трассам трубопроводов через каждые 100...200 км.

Потребное количество КС находится по результатам технико-экономических расчетов, учитывающих особенности магистралей и базирующихся на определении гидравлических потерь в трубопроводах. Станции размещают вдоль трасс газопроводов по возможности равномерно, но обязательно принимая во внимание характер местности, развитие энергообеспечения, наличие инженерных коммуникаций в районах предполагаемого сооружения КС и т. п.

Станции всегда устанавливаются за пределами застройки городов и других населенных пунктов, а также вне зон развития промышленных предприятий ввиду повышенной пожаро- и взрывоопасности производственных процессов, осуществляемых на КС.

Основными параметрами КС, характеризующими станции с технологической точки зрения, являются давление и температура газа на входе и выходе станций, количество компримируемого газа.

В основу классификации компрессорных станций магистральных газопроводов, отличающихся достаточным разнообразием, положены следующие признаки:

-место расположения КС на трассе газопровода;

-тип применяемых на станции компрессорных машин;

-тип двигателей, приводящих в действие компрессорные машины;

-количество ступеней сжатия газа на станции.

Поместу расположения на трассе газопровода КС подразделяются на головные и промежуточные.

Головные КС располагаются в непосредственной близости от месторождений и являются первыми станциями по ходу газа в транспортных магистралях. На них помимо сжатия газа могут предусматриваться технологические операции по его подготовке к дальнему транспорту. В этом случае на головных КС производятся сепарация, осушка и очистка газа от тяжелых углеводородных компонентов, влаги, сероводорода и углекислоты, одоризация компримируемого продукта.

Промежуточные КС размещаются на трассах газопровода через определенные интервалы и предназначаются в основном для восполнения энергетических потерь газового потока. Из перечисленных технологических операций головных КС на промежуточных станциях выполняется только сжатие газа. На всех станциях, головных и промежуточных, перед компримированием газа производится его очистка от механических примесей, после компримирования - охлаждение. Очистка газа может осуществляться в одну или в две ступени. Одноступенчатая очистка предусматривается на всех КС, двухступенчатая – на каждой 3...5 станции, а также на КС, располагающихся после участков газопровода с повышенной вероятностью аварий.

По типу компрессорных машин КС делятся на станции с поршневыми компрессорами и на станции с центробежными нагнетателями. Последние в свою очередь подразделяются на станции с полнонапорными или неполнонапорными нагнетателями в зависимости от развиваемой машинами степени сжатия газа и соотношения ее с требуемой степенью сжатия КС.

По типу двигателей, приводящих компрессорные машины, или по типу привода КС классифицируются на станции с приводом от поршневых газовых двигателей, газовых турбин и электродвигателей.

Привод от поршневых газовых двигателей характерен для поршневых компрессоров, привод от газовых турбин и электрических двигателей - для центробежных нагнетателей.

По количеству ступеней сжатия КС подразделяются на станции с одно-, двух- и трехступенчатым сжатием.

Наличие нескольких ступеней сжатия является отличительной чертой станций с неполнонапорными нагнетателями; КС с поршневыми компрессорами и с полнонапорными нагнетателями имеют только одну ступень сжатия.

Приведенную классификацию компрессорных станций магистральных газопроводов можно дополнить, если рассматривать станции с инженерно-строительной точки зрения. В этом плане встречается два вида КС - станции в капитальном исполнении и станции в блочном исполнении.

На КС в капитальном исполнении основное оборудование станций размещается в зданиях каркасного типа, состоящих из несущих колонн, облегченных стенных панелей и плит перекрытия. На станциях в блочном исполнении оборудование монтируется в компактных металлических блоках заводского изготовления, которые доставляются на площадку КС в полностью готовом виде и с установленным в них оборудованием.

2. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Компрессорные станции выполняют свою главную функцию - компримирование газа - благодаря согласованному взаимодействию различного оборудования, размещенного на территории КС. Данное оборудование в соответствии с его ролью в технологическом процессе подразделяется на две группы:

- основное технологическое оборудование;

- оборудование подсобно-вспомогательного назначения.

Основное технологическое оборудование выполняет, работу по непосредственному транспорту газа. К нему относятся устройства очистки газа от механических примесей перед компримированием газового потока, газоперекачивающие агрегаты и установки охлаждения газа. Перечисленное оборудование сосредоточено на соответствующих узлах - на узлах очистки, компримирования и охлаждения газа. Узел компримирования чаще именуется компрессорным цехом (КЦ).

Оборудование подсобно-вспомогательного назначения включает в себя многообразные технические средства, обеспечивающие нормальную и бесперебойную работу основных объектов КС.

В эту вторую группу оборудования входят:

-узел подготовки газа топливного, пускового, импульсного и газа

собственных нужд;

-средства связи;

-трансформаторная подстанция;

-котельная или установка утилизации тепла выхлопных газов

турбопривода КС;

-средства водоснабжения и т. п.

При подразделении оборудования компрессорных станций по степени его значимости особое место отводится газоперекачивающим агрегатам (ГПА). Они выделяются в отдельную градацию - основное оборудование КС.

Газоперекачивающие агрегаты состоят из компрессорных машин и их привода. ГПА размещаются в компрессорных цехах, которые могут иметь различное инженерно-строительное исполнение (см. раздел 1).

На современных КС в основном встречается три типа газоперекачивающих агрегатов:

-газомотокоморессоры;

-турбоприводные ГПА;

-электроприводные ГПА.

Каждый тип перекачивающих агрегатов имеет свою область рационального применения, обусловленную в первую очередь спецификой входящих в них компрессорных машин и двигателей.

2.1. Газомотокомпрессоры

Газомотокомпрессор (ГМК) представляет собой конструкцию, состоящую из поршневого компрессора и поршневого газового двигателя внутреннего сгорания, объединенных в одно целое общим коленчатый валом и распложенных в едином блоке на общей фундаментной раме.

Данная конструктивная схема ГМК является самой общей. В реальных газомотокомпреесорах она реализуется в двух вариантах.

По одному из вариантов силовые цилиндры двигателя ГМК располагаются вертикально в ряд, по другому - V-образно в два ряда с углом междуосями цилиндров60°. Цилиндры компрессора в обоих случаях имеют одинаковое рядное расположение в горизонтальной плоскости.

Варианты конструкций газомотокомпрессоров приведены на рис. 2.1 и рис.2.2.

Газовый двигатель ГМК работает по двухтактному циклу с щелевой продувкой. Современные газомотокомпрессоры для повышения их мощности оснащаются газотурбинным наддувом.

Поршневой компрессор ГМК - двухстороннего действия. Его подача регулируется изменением числа оборотов коленчатого вала агрегата (двигателя) и изменением объема мертвого пространства цилиндров компрессора путем подключения к их рабочему объему дополнительного объема, называемого "карманом".

Газомотокомпрессоры выпускаются по достаточно широкой номенклатуре, из которой на магистральных газопроводах используются преимущественно: 10ГК, 10ГКМ, 10ГКМА, 10ГКН, МК-8, ДР-12. Из приведенного перечня в подавляющем большинстве случаев (в 80 %)

находят применение 10ГК и 10ГКНА.

Маркировка ГМК расшифровывается следующим образом: цифры обозначают количество силовых цилиндров двигателя агрегата; Г – газовый; К - компрессор; М - модернизированный; Н - с наддувом; А - с системой автоматики; МК- мотокомпрессор; ДР - завод-изготовитель "Двигатель революции".

В полной маркировке ГМК помимо отмеченных сведений о машинах указывается число ступеней сжатия в компрессоре, давление на всасывании и нагнетании ГМК. Например:

10ГКМ 1/25-55,

где 1 - число ступеней сжатия в компрессоре, 25 и 55-соответственно давление на всасывании и на нагнетании ГМК в кгс/см².

Все разновидности газомотокомпрессоров 10ГК, а также ГМК типа ДР-12 имеют V-образное расположение цилиндров двигателя; у МК-8 цилиндры двигателя составляют один ряд в вертикальной плоскости.

Основные технические характеристики рассмотренных выше газомотокомпрессоров приведены в Приложении 1, загрузочные кривые ГМК - в Приложении 2.

Газомотокомпрессорам как средствам транспорта газа присущи следующие достоинства:

- способность работать в широком диапазоне давлений;

- наличие двух экономичных способов регулирования подачи

изменением частоты вращения коленчатого вала агрегата и

изменением объема мертвого пространства;

- длительный срок службы;

-сравнительно высокий для газоперекачивающих агрегатов к.п.д. (до37%).

К недостаткам данного типа машин относятся:

- значительный вес на единицу мощности (около 85 кг/кВт);

- большая неуравновешенность движущихся деталей, требующая для

снижения вибрации оборудования значительного фундамента;

- пульсирующая подача, приводящая к неустановившемуся течению

газа, вибрации оборудования и трубопроводов, к излишней потери

энергии;

- потребность в мощной системе охлаждения компрессора и двигателя;

- значительный расход масла (2,5...3,4 г/(кВт-ч)) из-за большого

количества узлов трения и необходимости смазки внутренних поверхностей цилиндров двигателя и компрессора.

Совокупные достоинства и недостатки ГМК обеспечили им в трубопроводном транспорте газа область рационального применения, ограниченную компрессорными станциями малой производительности (до10...15млн.м²/сут).

2.2. Турбоприводные газоперекачивающие агрегаты

Турбоприводной ГПА состоит из центробежного нагнетателя и соосно расположенной с ним газотурбинной установки (ГТУ). Валы роторов нагнетателя и силовой турбины ГТУ соединяются между собой либо через промежуточный вал с помощью соединительных зубчатых муфт, либо через повышающий редуктор - как правило, одноступенчатый с шевронной передачей.

Газотурбинная установка ГПА включает в себя комплекс механизмов и устройств, основным предназначением которых является создание рабочего тела для силовой турбины, непосредственно приводящей в действие центробежный нагнетатель.

Рабочее тело - продукты сгорания топливного газа ГТУ; газ сжигается в камере сгорания, куда для обеспечения его горения подается воздух с помощью осевого компрессора ГТУ. В состав газотурбинных установок, применяемых для транспорта газа, может входить до двух осевых компрессоров. Привод их осуществляется специальными турбинами, также являющимися неотъемлемой частью ГТУ. Осевые компрессоры и приводящие их турбины располагаются на одном валу – отдельном для каждого компрессора и приводящей его турбины.

У некоторых типов ГТУ принята несколько иная компоновка, отличная от только что рассмотренной; привод нагнетателя и осевого компрессора у них осуществляется одной турбиной.

Таким образом, в зависимости от количества осевых компрессоров и организации их привода газотурбинные установки могут быть одно-, двух- и трехвальными.

Валы всех турбин, составляющих ГТУ, располагаются соосно и продукты сгорания газа, выходя из камеры сгорания, проходят последовательно все турбины, отдавая каждой из них часть своей энергии.

Общая компоновка ГПА и назначение основных функциональных элементов агрегата хорошо видны на тепловой схеме ГТУ. Подобная схема для наиболее распространенной в газовой промышленности двухвальной газотурбинной установки изображена на рис. 2.3, где дан один из ее вариантов, соответствующий общему виду ГПА, когда в ГТУ используется рекуперация тепла отходящих газов, а привод нагнетателя осуществляется через редуктор.

Тепловая схема одновальной установки практически повторяет схему двухвальной, отличаясь от нее лишь отсутствием разрыва между ТВД и ТНД и наличием одной турбины вместо двух (ТВД и ТНД). Тепловая схема трехвальной ГТУ показана на рис. 2.4.

Все рассмотренные разновидности ГТУ имеют один и тот же принцип действия, который заключается в следующем (см. рис. 2.3). При работающей установке осевой компрессор (ОК) 5 засасывает атмосферный воздух через воздухозаборную камеру 4, сжимая его до 0,4...1,3-МПа (в зависимости от конкретного типа ГТУ) и через рекуператор 1 подает в камеру сгорания (КС) 8, куда одновременно поступает топливный газ. Продукты сгорания с температурой 970...1270 К направляются из КС на турбину высокого давления ТВД, затем на турбину низкого давления ТНД, где совершают работу по приведению турбин в действие. При этом термодинамическая энергия продуктов сгорания преобразуется в механическую энергию вращения турбин и передается от ТВД осевому компрессору, а от ТНД - нагнетателю 7.

После ТНД отработанные газы выбрасываются в атмосферу через дымовую вертикальную трубу 3.

На ряде ГТУ остаточная тепловая энергия используется для повышения к.п.д. установок путем подогрева с ее помощью воздуха перед камерой сгорания. Теплообмен между отходящими газами и воздухом проводят в рекуператорах.

Повышение к.п.д. газотурбинных установок нагревом воздуха в рекуператорах достигается за счет более рационального использования энергии продуктов сгорания. Последняя равна энергии, выделяющейся при горении топливного газа, минус различные потери, сопровождающие процесс горения и процесс движения продуктов от камеры сгорания до турбин.

Значительную часть энергетических потерь здесь составляют потери от неизбежного и непроизводительного нагрева исходной газовоздушной смеси в камере сгорания. При повышении температуры воздуха, составляющего по массе подавляющий компонент данной смеси, непроизводительный расход анергии на нагрев смеси сокращается. В итоге энергия продуктов сгорания, достигающих турбины становится выше и мощность ГТУ возрастает.

Таким образом, при использовании рекуператоров мощность установок увеличивается, но не за счет дополнительного сжигания топливного газа, а в результате более рационального использования энергии уже имеющихся продуктов сгорания. Это приводит к повышению к.п.д. газотурбинных установок.

Несмотря на то, что в рекуператорах продукты сгорания теряют значительную часть своего тепла, они сохраняют еще достаточное количество энергии и выбрасываются в атмосферу с довольно высокой температурой порядка 640...690 К.

Такой выброс, составляющий для каждой установки десятки и сотни тонн раскаленных газов ежечасно, оказывает негативное тепловое воздействие на окружающую среду и снижает экономические показатели газотранспортных систем от недоиспользования энергии топливного газа.

Для уменьшения и по возможности устранения подобных недостатков на выходе ГТУ в последнее время устанавливают так называемые котлы-утилизаторы - теплообменники, дополнительно отводящие от выхлопных газов тепловую энергию, утилизируемую затем на различных объектах КС, других близлежащих производствах и в населенных пунктах.

Из рассмотренного принципа действия газотурбинных установок следует, что работа установок возможна лишь при функционировании ТВД и осевого компрессора ОК. У неработающего агрегата эти элементы бездействуют. Следовательно, пуск газотурбинных установок в работу должен осуществляться специальным устройством, приводящим в действие ТВД и ОК.

Таким устройством на ГТУ является турбодетандер (ТД) или пневмодвигатель - расширительная газовая турбина, приводимая в действие упругой энергией пускового газа. Вал турбодетандера находится в зацеплении с валом турбины высокого давления ТВД через зубчатый редуктор с расцепным устройством.

При подаче пускового газа в турбодетандер 2 последний приводит во вращение вал ТВД и осевой компрессор (см. рис. 2.3). Компрессор нагнетает воздух в камеру сгорания, куда одновременно подается топливный газ, в камере сгорания включается запальная горелка, затем основная рабочая горелка - образуются продукты сгорания и поступают на ТВД и ТНД. Газотурбинная установка приходит в действие. С набором турбиной высокого давления определенной частоты вращения и мощности, достаточной для привода ею осевого компрессора, расцепное устройство автоматически отсоединяет вал ТД от вала ТВД. После этого в течение некоторого времени турбины "раскручиваются" и набирают мощность, затем выходят на рабочий режим.

Турбодетандеры являются достаточно высокооборотными машинами. Поэтому во избежание поломок в элементах ГТУ (в результате "прихвата" опорных шеек валов в подшипниковых узлах, задевания лопаточного аппарата осевых компрессоров и турбин о статоры агрегатов и т. п.) пуску ГТУ от турбодетандера предшествует проворачивание валов установки валоповоротными устройствами (на рис. 2.3 не показаны), находящимися на каждом валу ГТУ.

Каждое валоповоротное устройство состоит из электродвигателя и понижающего червячного редуктора со специальным расцепным устройством.

Валоповоротные устройства включаются перед пуском ГТУ, выводят массивные роторы установки из состояния покоя и тем самым облегчают последующий запуск турбодетандера. При работающих валоповоротных устройствах проверяется возможность включения турбодетандера и, если этому нет препятствующих моментов в виде "прихватов", задеваний и т. д., производят пуск турбодетандера ТД и ГТУ в целом.

При вхождении ТД в работу и увеличении частоты вращения роторов ГТУ расцепные устройства валоповоротных механизмов автоматически отключают валы электродвигателей от валов турбин, затем прекращается электропитание двигателей.

В качестве пускового и топливного газа ГТУ на КС используется транспортируемый станциями газ после его соответствующей подготовки (см. раздал 7). Топливный газ, как отмечалось выше, сжигается в камерах сгорания газотурбинных установок, пусковой после совершения им работы в турбодетандерах выбрасывается в атмосферу. При этом каждый пуск одного агрегата сопровождается сбросом в атмосферу до 10 тонн газа, что отрицательно сказывается на окружающей среде и приводит к дополнительным потерям транспортируемого газа - ценного топлива и химического сырья.

Газотурбинные установки, используемые в газовой промышленности, различаются не только тепловыми схемами, но и конструктивным исполнением, зависящим от первоначального назначения ГТУ. В этом плане различают три вида установок:

- стационарные газотурбинные установки;

- ГТУ на базе авиационных двигателей;

- ГТУ на базе судовых двигателей.

Стационарные газотурбинные установки производятся специально для газовой промышленности. Основными создателями этого вида ГТУ являются Уральский турбомоторный завод (г. Екатеринбург) и Невский машиностроительный завод (г. Санкт-Петербург). К настоящему времени выпушены следующие типоразмеры ГТУ подобного вида: ГТ-700-4, ГГ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-6, ГТ-6-750, ГТН-6, ГТН-9-750, ГТК-10, ГТК-16, ГТН-16, ГТК-25, ГТН-25.

Маркировка стационарных ГТУ содержит аббревиатуру их названия и некоторые технические характеристики установок: ГТ - газовая турбина; ГТК - газовая турбина для привода компрессора; ГТН - газовая турбина для привода нагнетателя; трехзначная цифра - температура продуктов сгорания перед ТВД в градусах Цельсия; одно- или двузначная цифра – мощность установки в мегаваттах.

Развитие стационарного турбостроения осуществлялось по пути увеличения единичной мощности ГТУ и снижения удельной металлоемкости установок на один киловатт их мощности.

Особенностями первых поколений ГТУ являлись достаточно большие габариты и масса, потребность в больших капитальных помещениях, как правило, с двумя уровнями установки оборудования (ГТУ мощностью до 6 МВт включительно). Последние по времени создания типоразмеры ГТУ (ГТН-16, ГТИ-25) не имеют многих из перечисленных недостатков своих предшественниц.

Все стационарные установки, за исключением ГТ-700-4 и ГТК-25, двухвальные (ГТ-700-4 - одновальная, ГТК-25 - трехвальная). Камеры сгорания стационарных ГТУ находятся вне корпусов турбин и представляют собой либо одну камеру цилиндрической формы, установленную вертикально или горизонтально, либо несколько секционных камер малого объема, равномерно расположенных по периметру ТВД (ГТН-16 и ГТН-25).

Газотурбинные установки на базе авиационных двигателей являются продуктом конвертирования отработавших свой нормативный срок авиационных турбин. Перед установкой авиационных двигателей на ГПА они переводятся с жидкого топлива на газовое.

Для транспорта газа используются главным образом двигатели авиалайнеров Ту 114 и Ту 154 - НК-12МВ и НК-8-2У с маркировкой после конвертации НК-12СТ и НК-16СТ - мощностью соответственно 6,3 МВт и 16 МВт. Первый из приведенных двигателей входит в состав газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-6,3, второй - агрегата ГПА-Ц-16, цифры, в обозначении которых указывают на мощность двигателей в мегаваттах.

Отличительными особенностями ГГУ с авиационными двигателями является наличие у них встроенных в корпуса турбин камер сгорания кольцевой формы и большее количество валов по сравнению со стационарными установками (два у ГПА-Ц-6,3 и три у ГПА-Ц-16). Кроме того, подобные ГПА заметно более компактны и менее массивны, чем стационарные агрегаты.

Специфика первоначального назначения авиационных двигателей, используемых для привода нагнетателей в газовой промышленности, накладывает на оснащенные ими ГПА ряд особенностей. Они, в частности, состоят в лучшем оснащении подобных агрегатов контрольно-измерительными приборами и средствами автоматики.

Газотурбинные установки на базе судовых двигателей в настоящее время представлены в основном одним типоразмером - ГПУ-10 (газоперекачивающая установка мощностью 10 МВт). ГПУ-10 присущи все особенности и достоинства агрегатов с авиационными двигателями - трехвальная турбоустановка, малый вес и габариты, блочная поставка на площадку КС и т.д.

Рассмотренные разновидности турбоприводных ГПА могут быть дополнены группой импортных агрегатов, которую составляют: ГТК - 10И, ГТК-25И, Каберра-182.

Маркировка импортных ГПА выполняется так же, как и отечественных - по входящей в агрегат газотурбинной установке, и расшифровывается аналогично. Для отличия импортного оборудования от отечественного к маркировке первого добавляется буква "И", что означает "импортное".

Зарубежные машины в целом более совершенны, чем отечественные стационарные, и имеют многие преимущества, свойственные ГПА с конвертированными двигателями.

Основные технические характеристики ГПА с приводом от газовых турбин даны в Приложении 3.

2.3. Электроприводные газоперекачивающие агрегаты

Электроприводной ГПА компонуется из синхронного или асинхронного электродвигателя и нагнетателя, валы которых соединяются через повышающий одноступенчатый редуктор с шевронными зубчатыми колесами.

На магистральных газопроводах находят применение перекачивающие агрегаты с электродвигателями: АЗ-4500-1500, СТМ-4000-2, СТМП-4000-2, СТД-4000-2 и СТД-12500-2. Их маркировка расшифровывается следующим образом: АЗ - асинхронный с замкнутым циклом вентиляции; С - синхронный; Т - трехфазный; Д - двигатель; П - двигатель в продуваемом исполнении; первая группа цифр - мощность, кВт; вторая группа цифр - (1500) - частота вращения вала, мин ^-1.

Дата добавления: 2014-12-27