Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное бюджетное государственное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Кафедра «Гидрогазодинамика трубопроводных систем и гидромашины» Курсовая работа по дисциплине «Эксплуатация компрессорных станций» на тему: «Опыт эксплуатации ГПА типа ГПА-Ц-16 на компрессорных станциях магистральных газопроводов» Выполнил: Проверил: Уфа 2017 Содержание ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………..…4 1 Краткая характеристика парка ГПА ПАО «Газпром» и обоснование внедрения агрегатов нового поколения…………………………………..……...5 2 Технологическая схема КС с ГПА-Ц-16…………………………………...….9 3 Компоновка и основные параметры ГПА-Ц-16……………………………..13 4 Устройство и принцип действия двигателя НК-16СТ………………...…….19 5 Устройство и принцип действия нагнетателя НЦ-16/76-1,44……………....25 6 Опыт применения ГПА-Ц-16……………………………………………..…..30 7 Варианты модернизации ГПА-Ц-16………………………………………….31 8 Расчет режима работы КС………………………………………………...…..33 ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………….40 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ………………………..…41 Приложение 1………………………………………………………………….....42 2 ВВЕДЕНИЕ Компрессорная станция (КС) - составная часть магистрального газопровода, предназначенная для обеспечения его расчетной пропускной способности за счет повышения давления газа на выходе КС с помощью различных типов газоперекачивающих агрегатов (ГПА). На КС осуществляются следующие основные технологические процессы: 1) очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей; 2) сжатие газа; 3) охлаждение газа после сжатия в специальных охладительных устройствах; 4) измерение и контроль технологических параметров; 5) управление режимом работы газопровода путем изменения количества работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА. Целью данной курсовой работы является описание технологической схемы и устройства, принципа действия и правил эксплуатации основного оборудования компрессорного цеха КС, а также расчет режима работы КС. 3 1 Краткая характеристика парка ГПА ПАО «Газпром» и обоснование внедрения агрегатов нового поколения Основная часть газоперекачивающего оборудования (около 90% мощностей) сосредоточена на линейных КС магистральных газопроводов, 9,2% — на промысловых дожимных КС и 1,6% — на КС станций подземного хранения газа. В структуре парка ГПА основным является газотурбинный привод — 87,2%, электрический привод составляет 12,3%, газопоршневой привод ограниченно используется на станциях подземного хранения газа (0,5%). Для формировавшегося в течение почти пятидесяти лет парка ГПА характерно большое разнообразие оборудования по типоразмерам и возрасту. В эксплуатации находятся 65 типов приводных двигателей, 102 модификации газовых компрессоров, 153 комбинации привод-компрессор, 8 типов систем автоматического управления (САУ) ГПА. Различны также компоновочные решения по размещению ГПА на КС — в общих или индивидуальных зданиях, в блочно-контейнерном исполнении. Более трети машин (36%) разработаны в 1965— 1973 гг., 30% — в 1979-1983 гг., 7% агрегатов — до 1965 г. Доля современного оборудования, созданного за последнее десятилетие (ГПА серии «Урал», ГПА серии РМ, ГПА-Ц-16-АЛ и др.), не превышает 10%. Современными системами автоматического управления оснащено 26% газоперекачивающей техники. Около 30% ГПА превысили установленный для них ресурс и имеют наработку 100-130 тыс. часов. Базой для развития технологий газоперекачки в мире остается газотурбинный двигатель простого цикла, который не исчерпал возможностей повышения экономичности. Уровень КПД современных газотурбинных приводов — 32-41% в диапазоне мощности 2...30 МВт и до 4 42% (с возможностью увеличения в ближайшей перспективе на 1,5-2%) в диапазоне 44...50 МВт. Зарубежные производители наряду с производством ГПА средней мощности расширяют мощностной диапазон газотурбинных приводов и газовых компрессоров до 30-50 МВт. Интенсивно разрабатывается большое число газотурбинных схем («сложные», «влажные», комбинированные бинарные, комбинированные с топливными элементами и др.). Однако промышленное применение имеют только комбинированные парогазовые установки мощностью свыше 60 МВт с кпд 45-52%, используемые для привода электрогенераторов. Парогазовые установки (или электропривод в сочетании с автономной электростанцией) увеличивают первоначальные капитальные затраты на сооружение КС на $400-600/кВт. Основным направлением работ по снижению эмиссии загрязняющих веществ является создание серийных малоэмиссионных (в том числе каталитических) камер сгорания, применение которых позволит довести уровень эмиссии NOx до 15-20 мг/нм3. Технические решения по ограничению эмиссии С02 находятся в стадии проработки, и их промышленная реализация в рассматриваемый период не ожидается. Зарубежные разработки газотурбинных приводов отличают следующие особенности: - конструкции авиационных ГТД специально и существенно дорабатываются для наземного применения с целью увеличения ресурса и учета специфических условий их эксплуатации на земле; - в промышленных газотурбинных приводах широко используются достижения авиационного двигателестроения с целью повышения их КПД; - большое внимание уделяется доводке конструкций газотурбинных приводов при их продвижении на рынок. Например, General Electric декларирует собственный стандарт NPI («ввод новой продукции»), в 5 соответствии с которым требуется общая наработка 50 тыс. часов опытной партии из 10 образцов, из которых два должны иметь наработку по 8 тыс. часов. Поршневые приводы ГПА в зарубежных газотранспортных системах широко используются, особенно в США, благодаря низкому уровню капитальных и эксплуатационных расходов и высокой надежности. Электропривод в транспорте газа в зарубежной практике используется ограниченно из-за высокого уровня цен на комплектный электроприводной газоперекачивающий агрегат (ЭГПА) — около $900/кВт, включая преобразователь частоты. Основное направление в области разработки комплектных ЭГПА единичной мощностью до 25 МВт — это создание высокооборотных регулируемых электроприводов с преобразователями частоты и синхронными электродвигателями, а также создание на этой основе высокооборотных герметичных безмасляных ЭГПА. Применение таких электроприводных ГПА возможно на подводных компрессорных станциях при строительстве трансконтинентальных газопроводов, освоении месторождений на шельфах морей. Достижения в области аэродинамики турбомашин и их технологическая реализация обеспечивают получение КПД современных центробежных компрессоров на уровне 85-88%. Созданы «сухие» уплотнения, способные работать в области высоких и сверхвысоких давлений (до 30-40 МПа). Магнитные подшипники роторов входят в состав поставки (по требованию заказчика) большинства фирм. Номенклатура выпускаемых за рубежом компрессоров основана на базовых конструкциях корпусов, число которых обычно не превышает пяти серий для компрессоров одного типа и назначения. 6 Реализуется общий принцип конструирования компрессоров по индивидуальным заказам и поставка однотипной продукции небольшими партиями. Уровень и качество проектирования позволяет без специальной подготовки производства поставлять центробежные компрессоры с технологическими параметрами под каждую конкретную КС. Линейные низконапорные модификации (степень повышения давления до 1,35) имеют политропный КПД до 87-88%; модификации компрессоров со степенью повышения давления 1,4-1,7 — до 85-86%. Развитие систем автоматического управления газоперекачивающей техники и диагностики идет по пути применения современных программнотехнических средств с высоким быстродействием, надежных контрольноизмерительных приборов и исполнительных механизмов. В области ремонтно-технического обслуживания перспективной считается система долгосрочных сервисных контрактов. Перспективы развития ГТС ПАО «Газпром» предопределяют потребность в новой газоперекачивающей технике, обеспечивающей: - транспортировку газа при повышенном давлении на морских и сухопутных газопроводах; - транспортировку газа с морских платформ, в том числе с подводным размещением ГПА; - производство сжиженного природного газа; - откачку газа передвижными компрессорными установками из участков магистральных газопроводов, предназначенных для ремонта; - утилизацию попутных нефтяных газов. Реализация проектов новых ГТС в отдаленных и труднодоступных районах требует внедрения малолюдных компрессорных станций. 7 технологий эксплуатации 2 Технологическая схема КС с ГПА-Ц-16 Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для: - приема на КС технологического газа из магистрального газопровода; - очистки технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах; - распределения потоков для последующего сжатия и регулирования схемы загрузки ГПА; - охлаждения газа после компремирования в АВО газа; - вывода КЦ на станционное "кольцо" при пуске и остановке; - подачи газа в магистральный газопровод; - транзитного прохода газа по магистральному газопроводу, минуя КС; - при необходимости сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов компрессорного цеха через свечные краны. В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА: - схема с последовательной обвязкой, характерная для неполнонапорных нагнетателей; - схема с параллельной коллекторной обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей. Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ. Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции. 8 На рис. 1 представлена принципиальная схема КС с параллельной обвязкой ГПА для применения полнонапорных нагнетателей. По этой схеме, газ из магистрального газопровода с условным диаметром 1220 мм (Ду 1200) через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран № 19 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или обвязке ГПА. Рисунок 1. Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА После крана № 19 газ поступает к входному крану № 7, также расположенному на узле подключения. Кран № 7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7.1, который предназначен для заполнения газом всей системы технологической обвязки 9 компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана № 7.1 производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана № 7, без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции. Сразу за краном № 7 по ходу газа установлен свечной кран № 17. Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КС. После крана № 7 газ поступает к установке очистки, где размещены пылеуловители и фильтр-сепараторы. В них он очищается от мехпримесей и влаги. После очистки газ по трубопроводу Ду 1000 поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА Ду 700 через кран № 1 на вход центробежных нагнетателей. После сжатия в центробежных нагнетателях газ проходит обратный клапан, выходной кран № 2 и по трубопроводу Ду 1000 поступает на установку охлаждения газа (АВО газа). После установки охлаждения, газ через выкидной шлейф по трубопроводу Ду 1200, через выходной кран № 8, поступает в магистральный газопровод. Перед краном № 8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникнет при открытии крана № 8, может привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС. 10 Назначение крана № 8, который находится на узле подключения КС, аналогично крану № 7. При этом стравливание газа в атмосферу происходит через свечной кран № 18, который установлен по ходу газа перед краном № 8. На узле подключения КС между входным и выходным трубопроводом имеется перемычка Ду 1200 с установленным на ней краном № 20. Назначение этой перемычки - производить транзитную подачу газа, минуя КС в период ее отключения (закрыты краны № 7 и 8; открыты свечи № 17 и 18). На узле подключения КС установлены камеры приема и запуска очистного устройства магистрального газопровода. Эти камеры необходимы для запуска и приема очистного устройства, которое проходит по газопроводу и очищает его от механических примесей, влаги, конденсата. Очистное устройство представляет собой поршень со щетками или скребками, который движется до следующей КС в потоке газа, за счет разности давлений - до и после поршня. На магистральном газопроводе, после КС, установлен и охранный кран № 21, назначение которого такое же, как и охранного крана № 19. Рассмотренная схема технологической обвязки КС позволяет осуществлять только параллельную работу нескольких работающих ГПА. При таких схемах КС применяются нагнетателями со степенью сжатия 1,4-1,5. 11 агрегаты с полнонапорными 3 Компоновка и основные параметры ГПА-Ц-16 Агрегат состоит из отдельных функционально завершенных блоков и сборочных единиц полной заводской готовности, стыкуемых между собой на месте эксплуатации (рис.1 и 2). В состав ГПА входят: - турбоблок с газотурбинным двигателем НК-16СТ и центробежным нагнетателем НЦ-16; - воздухоочистительное устройство (ВОУ); - шумоглушитель всасывающего тракта; - всасывающая камера; - промежуточный блок; - блок вентиляции; - два блока маслоохладителей; - выхлопной диффузор; - выхлопная шахта; - шумоглушители выхлопного тракта; - блок автоматики; - блок маслоагрегатов; - блок фильтров топливного газа; - система подогрева циклового воздуха; - система пожаротушения; - система обогрева контейнера. Базовой сборочной устанавливаемый на турбоблоком отдельной на единицей монолитном агрегата является железобетонном опоре установлены турбоблок, фундаменте. сборочные Над единицы выхлопного устройства двигателя и системы подогрева циклового воздуха. Забор воздуха для двигателя НК-16СТ 12 осуществляется через воздухоочистительное устройство, шумоглушители, всасывающую камеру и патрубок промежуточного блока. 1-камера всасывания; 2-шумоглушители всаса; 3-воздухоочистительное устройство; 4-система подогрева циклового воздуха; 5-утилизатор; 6-шумоглушители выхлопа; 7-диффузор; 8-опора выхлопной части; 9-турбоблок; 10-блок маслоагрегатов Рисунок 2. Общий вид агрегата ГПА-Ц-16 С целью обеспечения удобства обслуживания агрегата основные узлы маслосистемы размещены в отдельном блоке маслоагрегатов, а приборы и щиты системы автоматического управления агрегатом - в блоке автоматики. Для повышения компактности ГПА блоки вентиляции и маслоохладителей размещены соответственно на промежуточном блоке и блоке маслоагрегатов. Для повышения надежности двигателя НК-16СТ в состав агрегата введен блок фильтров топливного газа. Обогрев блоков ГПА осуществляется горячим воздухом из общестанционного коллектора. Стыковка всех блоков производится через гибкие переходники, позволяющие компенсировать неточности установки при монтаже агрегата. 13 1-камера всасывания; 2-шумоглушители; 3-воздухоочистительное устройство; 4-блок вентиляции; 5-промежуточный блок; 6-патрубок; 7-отсек двигателя; 8-двигатель НК-16СТ; 9-выхлопная улитка; 10-шумоглушители выхлопа; 11-диффузор; 12-герметичная перегородка; 13-промежуточный вал; 14-гидроаккумулятор; 15-нагнетатель НЦ-16; 16-отсек нагнетателя; 17-маслобак нагнетателя Рисунок 3. Компоновка агрегата Турбоблок включает в себя следующие основные сборочные единицы: раму, контейнер, приводной двигатель НК16–18СТ, установленный на подмоторной раме, выхлопную улитку, переходник, нагнетатель и муфту, передающую вращение от свободной турбины двигателя к нагнетателю. Кроме того, в турбоблоке размещены, отдельные сборочные единицы масляной системы, систем обогрева, автоматического пожаротушения, обогрева циклового воздуха и автоматического управления агрегата. Рама предназначена для закрепления на ней основных сборочных единиц турбоблока. Она представляет собой сварную металлоконструкцию прямоугольной формы, коробчатого сечения. 14 Контейнер турбоблока является помещением для размещения основных сборочных единиц и систем агрегата, обеспечивает определенный микроклимат для их эксплуатации и необходимые условия труда для обслуживающего персонала в период проведения ремонтных и регламентных работ. Воздухоочистительное устройство (ВОУ) предназначено для очистки от пыли и поступающего других из механических атмосферы в включений компрессор циклового двигателя, воздуха, уменьшения эрозионного износа его лопаточного аппарата, а также уменьшения отложений пыли в проточной части компрессора, снижающих экономические показатели двигателя. Камера всасывания служит для направления очищенного в ВОУ атмосферного воздуха к осевому компрессору двигателя. Всасывающая камера состоит из двух составных частей: камеры и рамы, собираемых при монтаже. Блок промежуточный предназначен для формирования равномерного потока воздуха непосредственно перед входным направляющим аппаратом осевого компрессора двигателя. Блок состоит из каркаса, патрубка и проставки, установленных на подвижной раме на стойках. Выхлопное устройство с шумоглушителем служит для выброса выхлопных газов и снижения шума выхлопа двигателя НК-16СТ. Вентиляция отсека двигателя осуществляется вентилятором, установленным в блоке вентиляции. Вентиляция отсека нагнетателя осуществляется вентилятором, установленным в верхней части этого отсека. Улитка предназначена для плавного торможения и поворота на 90° потока выхлопных газов приводного двигателя с последующим выбросом их через выхлопное устройство в атмосферу. Улитка состоит из диффузора, корпуса и фланца, изготовленных из жаростойкой стали и соединенных между собой при помощи сварного соединения. Осерадиальный диффузор со 15 стороны вала свободной турбины двигателя и корпус с наружных сторон покрыты слоем теплоизоляции из каолиновых волокон. Переходник является составной частью выхлопного устройства агрегата. Он состоит из каркаса, обшитого стальными листами. Муфта предназначена для передачи крутящего момента от свободной турбины двигателя ротору нагнетателя и состоит из четырех основных частей: упругой муфты со стороны ротора свободной турбины, промежуточного вала, зубчатой муфты со стороны ротора нагнетателя и кожуха муфты. Конструкция муфты позволяет компенсировать радиальные и осевые смещения, возникающие от тепловых расширений роторов и от неточности центровки при монтаже, а также гасить возможные резонансные колебания, возникающие в процессе работы агрегата. Шумоглушитель пластинчато-щелевого типа предназначен для снижения уровня шума от выхлопных газов двигателя. Блок маслоохладителей предназначен для охлаждения масла, циркулирующего в системах смазки и уплотнения агрегата. Блок вентиляции предназначен для размещения оборудования, обеспечивающего вентиляцию отсека двигателя турбоблока и просос атмосферного воздуха через маслоохладители при отсутствии электроэнергии. Блок маслоагрегатов предназначен для размещения маслоагрегатов и арматуры масляной системы, что позволяет производить их безопасное обслуживание при работе газоперекачивающего агрегата. Блок маслоагрегатов состоит из каркаса сварной конструкции, к которому при помощи специальных прижимов прикреплены щиты (панели). Для вентиляции блока в нем предусмотрен вентилятор. Блок автоматики служит для размещения приборных щитов и другого оборудования системы автоматики. Блок автоматики состоит из каркаса и 16 крыши. К каркасу при помощи специальных прижимов прикреплены щиты (панели). Крыша служит опорной поверхностью блока маслоохладителей. Блок фильтров топливного газа предназначен для очистки природного газа от возможных загрязнений в трубопроводах между станционным блоком подготовки топливного газа и входом в двигатель, а также при нарушении работы системы подготовки топливного газа. Блок пожаротушения служит для размещения установки автоматического газового пожаротушения УАГЭ-8, вытяжного вентилятора, арматуры и других устройств. Выход огнегасящего вещества производится через штуцера в боковых стенках отсека. 17 4 Устройство и принцип действия двигателя НК-16СТ Атмосферный воздух через входное очистительное устройство (ВОУ) и камеру всасывания ГПА (рис. I) входит в двигатель. В компрессорах НД и ВД сжимается и поступает в камеру сгорания. В камере сгорания в потоке воздуха сжигается топливо (природный газ), поступающее через форсунки. Из камеры сгорания горячие газы направляются на лопатки турбин. В турбине ГГ часть тепловой энергии газового потока превра­щается в механическую энергию вращения роторов турбин ВД и НД. Мощность турбины ВД расходуется на вращение ротора компрессора ВД, турбина НД вращает ротор компрессора НД. Оставшаяся часть тепловой энергии газового потока, поступившего в силовую турбину, превращает­ся с механическую энергию вращения ротора СТ и жестко связанного с ним ротора нагнетателя. Компрессор предназначен для сжатия и подачи атмосферного воздуха в камеру сгорания двигателя. Компрессор – осевой, состоит из 10 ступеней сжатия. Первые 4 ступени составляют компрессор низкого давления (КНД), сжимающий воздух до ~2,5 атм. Остальные 6 ступеней составляют компрессор высокого давления (КВД), на выходе из которого (т.е. на входе в камеру сгорания) давление воздуха достигает ~10 атм. Компрессоры НД и ВД разделены средней опорой двигателя. Работа сжатия в компрессоре производится благодаря работе тур­бин ГГ, вращающих оба компрессора. Компрессор НД в связке с турбиной НД называют каскадом НД двигателя, а компрессор ВД в связке с турбиной ВД - каскадом ВД. Каждая ступень компрессора направ­ляющего аппарата. 18 состоит из рабочего колеса и 1-входной патрубок; 2-передняя опора двигателя; 3-компрессор низкого давления; 4-ротор низкого давления; 5-средняя опора двигателя; 6-подвод воздуха на обогрев ВНА; 7-компрессор высокого давления; 8-клапан перепуска воздуха; 9-топливный коллектор; 10-камера сгорания; 11-воздух на охлаждение; 12-ротор высокого давления; 13-турбина высокого давления; 14-турбина низкого давления; 15-задняя опора двигателя; 16-воздух на охлаждение; 17-подмоторная рама; 18-силовая турбина; 19-передняя опора силовой турбины; 20-ротор силовой турбины; 21-задняя опора силовой турбины Рисунок 4. Газотурбинный двигатель НК-16СТ В рабочем колесе производится непосредственное сжатие воздуха, в направляющем аппарате воздух частично дожимается и получает заданное направление перед следующей ступенью. Блок камеры сгорания включает в себя: - собственно камеру сгорания (жаровую часть); - наружный корпус; - внутренний корпус; - два воспламенителя; - топливный коллектор. 19 Жаровая часть кольцевая и состоит из кольцевой головки, наруж­ного и внутреннего кожухов. В передней части камеры расположена кольцевая головка с тридцатью двумя завихрителями, которые крепятся к кольцевой головке гайками. Наружный и внутренний кожух камеры сгорания состоит из отдельных секций, уплотнительных колец и карманов. Карманы, служащие для смешения продуктов сгорания со вторичным воздухом, расположены по длине камеры сгорания из условия обеспече­ния устойчивого сгорания, надежного охлаждения, высокого коэффициента полноты сгорания при любых условиях эксплуатации. Наружный корпус камеры сгорания является силовой частью двига­теля, воспринимающей силы и моменты, возникающие при работе двигателя. Спереди корпус через фланец крепится к 10-му направляющему аппарату компрессора, на выходе к 1-му сопловому аппарату турбины. На корпусе имеются 12 фланцев крепления фиксаторов, на которых устанавливается собственно камера сгорания, пять бобышек-фланцев для крепления трубопроводов, силовое кольцо для закрепления форсунок и трубопроводов. Внутренний корпус камеры сгорания состоит из кожухов и двух фланцев: переднего и заднего. Для повышения жесткости к кожухам приклепаны три кольца. Передним фланцем внутренний корпус крепится к 10-му направляющему аппарату компрессора высокого давления, а задний фланцем - к проставке турбины. Зажигание газо-воздушной смеси в камере сгорания двигателя произ­водится двумя воспламенителями. Каждый воспламенитель крепится к фланцу корпуса камеры сгорания. Воспламенитель состоит из корпуса, свечи поверхностного разряда и пусковой форсунки. К корпусу воспламенителя крепится наружная втулка. Наружная втулка вместе с внутрен­ней втулкой образуют камеру воспламенителя. 20 Топливный коллектор предназначен для раздачи топливного газа к форсункам и крепится на наружном корпусе камеры сгорания на кронштейнах, которые позволяют свободно перемещаться наружному кор­пусу при его тепловом расширении. Форсунка предназначена для подачи (и распыла) газа в горелку камеры сгорания. Форсунка крепится на наружном корпусе камеры сгора­ния с помощью двух шпилек и самоконтрящихся гаек. Форсунка устанав­ливается распылителем в горелку. Турбина газогенератора предназначена для вращения компрессоров и формирования параметров газового потока, направляемого на СТ. Тур­бина двухкаскадная, осевая, с реактивными ступенями. Ротор турбины ВД, соединяясь с ротором компрессора ВД, спереди опирается на шариковый подшипник, расположенный в средней опоре, а задней опорой служит роликовый подшипник, установленный в вале турбины НД. Ротор турбины ВД включает в себя следующие основные элементы: - колесо I ступени; - вал; - лабиринтное кольцо. Рабочие лопатки колеса I ступени - не охлаждаемые, литые, кре­пятся в диске замками типа "елочка". Рабочие лопатки имеют бандажные полки с гребешками лабиринтного уплотнения. Детали ротора турбины ВД охлаждаются воздухом 10 ступени компрессора. Ротор турбины НД опирается на роликовый подшипник в задней опоре и через задний вал компрессора НД на шариковый подшипник, установленный в средней опоре двигателя. Лопатки колеса - штампованные, имеют удлиненные ножки и бан­дажные полки, крепятся в диске замками типа "елочка". 21 Лопатки от осевого перемещения фиксируются контровками и боко­выми пластинами. На бандажных полках лопаток выполнены гребешки лабиринтного уплотнения для уменьшения утечки газа. Статор турбины включает в себя следующие основные узлы: - сопловой аппарат I ступени; - сопловой аппарат П ступени; - наружное кольцо. Лопатки соплового аппарата I ступени - литые, пустотелые, охлаждаемые, имеют наружные и внутренние полки. Охлаждение лопаток конвективное, осуществляется вторичным воздухом камеры сгорания. Лопатки соплового аппарата II ступени - литые, пустотелые, не­охлаждаемые и имеют наружную и внутреннюю полки, объединяющие по две лопатки в секцию. В наружном кольце установлены сотовые паяные вставки. Сотовые вставки обеспечивают радиальное уплотнение по гребеш­кам бандажных полок рабочих лопаток. На наружных кольцах I и II ступеней расположены смотровые лючки для осмотра рабочих лопаток турбины Силовая турбина - осевая, одноступенчатая, реактивная, выполне­на отдельным узлом (модулем). Силовая турбина состоит из следующих основных узлов: - соплового аппарата; - ротора турбины; - опоры турбины. Силовую турбину спереди крепят к раме двумя цапфами на проставке, которые образуют подвижное соединение, и двумя неподвижными цапфами на корпусе опоры турбины. В нижней точке опоры турбины предотвращения поперечного смещения. 22 установлен фиксатор для Основным несущим элементом силовой турбины является ее опора. Вал ротора силовой турбины опирается на два роликовых подшипника (передний и задний). Осевые силы, действующие на ротор турбины, воспринимаются шариковым подшипником, который установлен в корпусе заднего подшипника. Силовая турбина приводит во вращение ротор нагнетателя ГПА. Энергия газа на лопатках соплового аппарата и рабочего колеса преобразуется в мощность на валу ротора СТ. Мощность с вала силовой турбины через полумуфту передается на ответную гибкую щеку муфты приводного вала ротора нагнетателя. 23 5 Устройство и принцип действия нагнетателя НЦ-16/76-1,44 Нагнетатели НЦ-16–76 внутренней потребляемой мощностью около 16 МВт выпускаются Сумским производственным объединением для агрегатов ГПА-Ц-16 с приводом от конвертированного авиационного двигателя НК16СТ и судового двигателя ДЖ-59 Л2. В стандартном силовом корпусе нагнетателя могут быть размещены одно-, двух – и трехступенчатые сменные проточные части на степени сжатия 1,44; 1,5; 1,7; 1,8 с давлением нагнетания от 56 до 125 кгс/см2. Отличие в сменных проточных частях определяется параметрами компримируемой среды. Для линейных компрессорных станций на конечное давление 7,45 МПа применяются двухступенчатые проточные части с расчетной степенью повышения давления p=1,44… 1,5. 1-диффузор; 2-обратный направляющий аппарат; 3-диафрагма; 4-внутренний корпус; 5-входной направляющий аппарат; 6-корпус; 7-кронштейн; 8-опорный подшипник; 9-муфта; 10, 21-кожух; 11,18-уплотнения; 12,24-крышки; 13-камера всасывания; 14, 15-рабочее колесо; 16-думмис; 17-камера нагнетателя; 19-опорно-упорный подшипник; 20-упорный диск; 22-блок маслонасосов; 23-улитка 24 Рисунок 5. Нагнетатель НЦ-16 Нагнетатель НЦ-16–76/1,44 включает в себя следующие основные узлы и детали: корпус, торцовые крышки, ротор с насаженными рабочими колесами первой и второй ступеней и думмисом, лопаточные диффузоры, обратный направляющий аппарат, опорный и опорно-упорный подшипники, торцевые уплотнения. Корпус нагнетателя – стальной, сварно-кованый. Выполнен в виде цилиндра с приваренными к нему всасывающим и нагнетательным патрубками. На торцах патрубков выполнены фланцы для присоединения труб обвязки на компрессорной станции. Плотность соединения патрубков и труб обвязки достигается при помощи закладных резиновых шнуров, укладываемых в канавки на торце фланцев. К нижней части корпуса приварены опорные лапы, а к верхней части – кронштейны для установки гидроаккумуляторов масла. В корпусе нагнетателя выполнены проточки под установку сегментов разрезных колец, фиксирующих торцевые крышки в осевом направлении. В нижней части корпуса просверлены технологические отверстия, закрываемые резьбовыми пробками, которые служат для слива воды при гидроиспытаниях нагнетателя и дренирования полости силового корпуса. Между опорными лапами на корпусе, параллельно оси нагнетателя, выполнены шпоночные пазы для фиксации нагнетателя от поперечных смещений после его центровки с силовой турбиной приводного газотурбинного двигателя. Корпус имеет два вертикальных разъема, закрываемых стальными коваными крышками. Осевое положение крышек и их фиксация обеспечиваются сегментными стопорными кольцами. В свою очередь от выпадения из проточек корпуса сегменты удерживаются кронштейнами и болтами, заворачиваемыми в корпус и сегмент. В теле крышки выполнены 25 масляные и газовые каналы, выходящие на наружную поверхность крышки для подсоединения фланцев трубопроводов. Плотность внутреннего соединения крышек и корпуса, а также плотность соединения внутреннего корпуса (статорных деталей) и корпуса достигается за счет резиновых уплотнительных шнуров. К крышке крепится улитка, которая образует совместно с внутренней поверхностью крышки сборную камеру, соединенную с нагнетательным патрубком компрессора. С внутренней стороны к улитке крепится втулка, образующая с усиками на наружной поверхности думмиса лабиринтовое уплотнение. Проточная часть нагнетателя образована подвижными (роторными) и неподвижными (статорными) элементами, к которым относят: внутренний корпус, объединяющий лопаточные диффузоры первой и второй ступеней, обратный направляющий аппарат, состоящий из наружной и внутренней частей, и входной конфузор. В процессе сборки нагнетателя во внутренний корпус заводится нижняя половина обратного направляющего аппарата, имеющего кольцевой монтажный разъем. Такая конструкция позволяет вынимать ротор нагнетателя без извлечения статорных элементов. В нижней части внутреннего корпуса имеются ролики, на которых он вкатывается в силовой корпус. Лопаточные диффузоры первой и второй ступеней имеют одинаковую конструкцию. Из тела основного диска выфрезеровываются лопатки диффузора. Покрывной диск приваривается к лопаткам. В теле лопаток, основном и покрывном дисках, после сварки, выполняют отверстия, через которые пропускаются болты. При помощи этих болтов диффузоры крепятся к внутреннему корпусу нагнетателя. К всасывающей части внутреннего корпуса крепится входной конфузор сварной конструкции. Наружный и внутренний стакан конфузора соединены между собой при помощи профильных ребер. 26 Средняя часть внутреннего корпуса – литая. Образует верхнюю половину обратного направляющего аппарата и поворотное колено. Обратный направляющий аппарат имеет кольцевой разъем по лопаткам. Лопатки ОНА залиты в тело диафрагмы. Нижняя половина ОНА имеет аналогичную конструкцию. Ротор нагнетателя представляет собой ступенчатый вал с насаженными двумя рабочими колесами, думмисом, втулками уплотнений и упорным диском, закрепленным при помощи гайки. Рабочие колеса первой и второй ступеней унифицированы между собой. Отличаются только шириной рабочего колеса на входе и выходе. Конструктивно рабочие колеса состоят из основного диска с выфрезерованными рабочими лопатками аэродинамического профиля и покрывающего диска. Лопатки основного диска рабочего колеса соединяются с покрывным диском вакуумной пайкой. Разгрузочный поршень (думмис) предназначен для уменьшения (компенсации части) осевого усилия на опорно-упорный подшипник. На наружной поверхности думмиса выполнены усики лабиринтного уплотнения. Втулки уплотнения имеют износостойкое покрытие. После окончательной сборки ротор нагнетателя подвергается многоплоскостной балансировке. Ротор нагнетателя жесткий. Принцип работы нагнетателя. Атмосферный воздух через входное очистительное устройство и камеру всасывания газоперекачивающего агрегата входит в двигатель. В компрессорах, низкого и высокого давления воздух сжимается и поступает в камеру сгорания. В камере сгорания в потоке воздуха сжигается топливо (природный газ, очищенный нефтяной газ), поступающее 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 27 первой ступени турбины расходуется на вращение ротора компрессора высокого давления, вторая ступень турбины вращает ротор компрессора низкого давления. Мощность, полученная на валу свободной турбины, расходуется на привод нагнетателя газоперекачивающего агрегата или нагнетатель газлифтной компрессорной станции. Отработанный газ через выхлопное устройство газоперекачивающего агрегата выбрасывается в атмосферу. 28 6 Опыт применения ГПА-Ц-16 Газотурбинный двигатель НК-16СТ для газодобывающей отрасли создан на базе авиационного двигателя НК-8-2У, что обеспечивает его высокую надежность и эффективность. Применяется в газоперекачивающих агрегатах ГПА-Ц-16. Серийное изготовление и поставка двигателя НК-16СТ на магистральные газопроводы производятся с 1982 года. Выпущен 1141 двигатель. Суммарная наработка парка двигателей составляет больше 40 миллионов часов. В связи с высокой надежностью данный привод нашел применение в энергетике. В настоящее время на более чем 30 электростанциях двигатели НК-16СТ используют в качестве приводов энергоустановок, работающих на попутном нефтяном газе. В августе 2007 года с целью оценки эффективности и работоспособности системы электрического запуска двигателей НК-16СТ (НК-16-18СТ) с электростартером СТЭ-18СТ и принятия решения по дальнейшему внедрению данной системы специальной комиссией проведены приемочные испытания на объекте ОАО «Газпром» - КС «Вязниковская» ООО «Волготрансгаз». На основании положительного результата приемочных испытаний Приемочной комиссией ОАО «Газпром» принято решение о доработке остальных двигателей НК-16СТ на КС «Вязниковская» системами электрического запуска и рекомендовано применение данной системы электрозапуска на других объектах ОАО «Газпром». 29 7 Варианты модернизации ГПА-Ц-16 Реконструкция газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-16 проводится путем замены двигателя НК-16СТ на пермскую газотурбинную установку ГТУ-16ПЦ с комплектом материальной части для доработки систем газоперекачивающего агрегата. ГТУ-16ПЦ с комплектом материальной части устанавливается на существующий фундамент, в существующее укрытие с доработкой систем газоперекачивающего агрегата ГПА-Ц-16. Комплект материальной части обеспечивает доработку систем газоперекачивающего агрегата под установку газотурбинной установки ГТУ-16ПЦ, а также замену или доработку устаревших или изношенных систем агрегата и определяется спецификацией. Реконструкция ГПА-Ц-16 с заменой НК-16СТ на газотурбинную установку ГТУ-16ПЦ с комплектом материальной части позволяет улучшить технические характеристики агрегата: - повысить надежность в части систем приводного двигателя; - повысить надежность доработанных систем агрегата; - снизить расход топливного газа; - снизить безвозвратные потери масла; - улучшить экологические характеристики агрегата. Для газоперекачивающих агрегатов производятся современные нагнетатели с электромагнитным подвесом ротора и газодинамическими уплотнениями. Нагнетатели предназначены для перекачки природного газа по магистральным газопроводам. Базовые корпуса нагнетателей расcчитаны на установку сменных проточных частей, на конечное давление 56, 76 и 85 кгс/см2 и отношения давлений 1,36, 1,44 и 1,5. Опыт эксплуатации газоперекачивающих агрегатов ГПА-Ц-16 показал, что используемые в маслосистеме двигателей НК-16СТ, НК-16-18СТ штатные сетчатые фильтрэлементы (ТО 540-600) многоразового применения 30 быстро выходят из строя по причине закоксовывания ячеек с внутренней, недоступной промывке стороны, а также из-за механических повреждений при многократном съеме и промывке. Кроме того, месторасположение маслофильтров несколько затрудняет их монтаж-демонтаж на двигателе, установленном на раме в отсеке двигателя. В связи с этим конструкторским отделом АО «Эверест-Турбосервис» была разработана конструкция выносных масляных фильтров с использованием одноразовых бумажных фильтрэлементов типа «Реготмасс». Конструкция маслофильтров имеет несколько модификаций, но все они имеют следующие преимущества: - повышенние тонкости фильтрации масла с 40 мкм у штатных фильтрэлементов до 25 мкм у бумажных; - вынесенные в более благоприятные места корпуса фильтров обеспечивают легкий доступ для замены фильтрэлементов, исключающий их неправильную установку и разлив масла; - обеспечение надежного запуска двигателя в холодное время года, в связи с установкой фильтров в более теплом месте внутри ГПА; - обеспечение работы маслосистемы с более низким гидравлическим сопротивлением до замены фильтрэлементов не чаще одного раза за 3000 часов наработки двигателя вследствие увеличенной в 6 раз площади рабочей поверхности фильтрэлементов. 31 8 Расчет режима работы КС Исходные данные: ГПА типа ГПА-Ц-16, нагнетатель НЦ-16/76-1,44 с двигателем НК16СТ; Tк =288 К – температура в конце участка газопровода; Pк =5,22 МПа – давление в конце участка газопровода; Pн =7,62 МПа – давление в начале участка газопровода; Т возд= 277 К–температура окружающего воздуха; Qкс=99 млн м3/сут – коммерческий расход газа на КС; Состав и свойства транспортируемого газа месторождения Залежб ТП16 находится в таблице 1. Таблица 1 – Состав и свойства транспортируемого газа Компонент Объемная доля, % Молярная масса M, кг/кмоль Критический параметр Ткр, К Критический параметр Ркр, МПа СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 96,4 2,89 0,05 16,043 30,07 44,097 58,123 190,555 4,5988 высшие Удельная теплота СО2 N2 0,22 0,43 72,15 44,01 28,135 305,83 369,82 425,14 460,69 304,2 126,2 4,88 3,364 7,386 3,39 3,784 сгорания (при 20°С, кДж/м 0,01 4,25 0,03 С5Н12+ 32900 Теплофизические характеристики природных газов: Молярную массу природного газа М, кг/кмоль, вычисляют на основе компонентного состава по формуле: М = ∑𝑛𝑖=1 𝑥𝑖 𝑀𝑖 где (8.1) xi - концентрация i-го компонента газа, доли ед.; 32 Мi - молярная масса i-го компонента газа, определяемая по ГОСТ 30319.1-96. 𝑀 = (96,4 ∙ 16,043 + 2,89 ∙ 30,07 + 0,05 ∙ 44,097 + 0,03 ∙ 58,123 + 0,01 ∙ 72,15 + 0,22 ∙ 44,01 + 0,43 ∙ 28,135)/100 = 16,599 кг/кмоль Газовая постоянная транспортируемого газа выражается по зависимости: 𝑅= 𝑅𝜇 М = 8,31451∙103 16,599 = 500,9 Дж кг∙К , (8.2) где R=8,31451 ∙ 103 кДж/кг ∙ К– газовая постоянная. Псевдокритические температура и давление газовой смеси определяется по следующим формулам: 𝑇пк = ∑𝑛𝑖=1 𝑥𝑖 ∙ 𝑇кр𝑖 = (96,4 ∙ 190,555 + 2,89 ∙ 305,83 + 0,05 ∙ 369,82 + +0,03 ∙ 425,14 + 0,01 ∙ 460,69 + 0,22 ∙ 304,2 + 0,43 ∙ 126)/100 = 194,104 К. 𝑃пк = ∑𝑛𝑖=1 𝑥𝑖 ∙ 𝑃кр𝑖 = (96,4 ∙ 4,5988 + 2,89 ∙ 4,88 + 0,05 ∙ 4,25 + 0,03 ∙ 3,784 + 0,01 ∙ 3,364 + 0,22 ∙ 7,386 + 0,43 ∙ 3,39)/100 = 4,6087 МПа. (8.4) где Pкрi, Ткрi, - критические значения давления и температуры i-гo компонента газовой смеси. Давления газа на входе (выходе) компрессорного цеха (во входном и выходном патрубках компрессора или первого (последнего) в группе последовательно соединенных компрессоров) вычисляют по формулам где Р1н= Рк - δРвх, (8.5) Р2н= Рн + δРвых , (8.6) δР - потери давления в трубопроводах и оборудовании на входе (выходе) КЦ, МПа; Рк, Рн - давления газа в прилегающих линейных участках (на узле подключения КЦ), МПа. Р1н= 5,22-0,12=5,1 МПа, Р2н=7,62+0,07=7,69 МПа. Находим приведенные температуру и давление по формулам 33 Tпр где T1н P , Pпр 1н , Tпк Pпк (8.7) Tпр, Pпр – приведенные температура и давление; Tк,Pк – температура и давление в конце участка; Tпк,Pпк– псевдокритические температура и давление. 𝑇пр = 𝑃пр = 𝑇1н 𝑇пк = 𝑃1н = 𝑃пк 288 194,104 5,1 4,6087 = 1,4837 = 1,1066 Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и температурах 250-400 К, вычисляет по формуле z 1 A1 Pпр A2 Pпр2 , где (8.8) zвх – коэффициент сжимаемости природного газа; 𝐴1 = −0,39 + 2,03 𝑇пр 𝐴2 = 0,0423 − 𝐴1 = −0,39 + − 2 𝑇пр 0,1812 𝑇пр 2,03 1,4837 𝐴2 = 0,0423 − 3,16 + − + 1,09 3 𝑇пр 0,2124 2 𝑇пр 3,16 ; . + 2 1,4837 (8.9) (8.10) 1,09 1,48373 = −0,12355 0,1812 0,2124 + = 0,01666 1,4837 1,48372 𝑧 = 1 + (−0,12355) ∙ 1,1066 + 0,01666 ∙ 1,10662 = 0,8837 Плотность, приведенная к условиям входа, определяется по формуле в х 𝜌н1 P1н , zв х R Tк (8.11) 5,1 ∙ 106 = = 40,0057 кг/м3 0,8837 ∙ 500,9 ∙ 288 Определение параметров компрессора: Определяем степень повышения давления по формуле 𝜀= 𝑃н2 𝑃н1 = 7,69 5,1 = 1,5078 (8.12) Находим число нагнетателей в группе по формуле 34 Qкс , Qн m (8.13) где Qкс – коммерческая производительность станции, млн. м3/сут; Qн – номинальная подача нагнетателя, млн. м3/сут. Для нагнетателя Qн=33 млн. м3/сут 𝑚= 84 = 2,545 33 𝑚=3 Уточняем номинальную подачу нагнетателя: Qкс , m Qн (8.14) 𝑄н = 84 3 = 28 млн. м3/сут Вычисляем объемный расход на входе в компрессор по формуле: 𝑄н1 = 𝑄н1 = 0,24∙𝑍1н ∙𝑇1н 𝑃н1 ∙ 𝑄н (8.15) 0,240,8837 ∙ 288 ∙ 28 = 335,35 м3 /мин 5,1 Вычисляем подачу нагнетателя, приведенную к условиям всасывания, по формуле [𝑄]пр = 𝑄н1 ∙ √ (𝑧∙𝑅∙𝑇н1 ) пр 𝑧∙𝑅∙𝑇н1 = 335,35√ 0,9507,9∙288 0,8837∙500,9298 = 340,785 м3/мин. (8.16) Далее по графику газодинамических характеристик компрессора находим, что (Приложение 1): 𝑛 (𝑛 ) 𝑛 пр 𝑁 = 1,015; 𝜂пол = 0,81; ( ) 𝑃 1Н пр = 297 кВт атм , Qmin=254,5 м3/мин. Зная эти величины, определяем фактическую частоту вращения вала компрессора: 35 𝑛 𝑛 (𝑛 ) =𝑛 √ Н (𝑧1Н 𝑅𝑇1Н )пр 𝑧1Н 𝑅𝑇1Н Н пр ; (8.17) 𝑛 𝑧1Н 𝑅𝑇1Н n=( ) ·𝑛Н √ 𝑛 (𝑧 Н 1Н 𝑅𝑇1Н )пр пр =1,015·5300√ 0,8837∙500,9288 0,9507,9∙288 = 5293,7 об/мин. Находим внутреннюю мощность Ni: Ni =( 𝑁𝑖 100𝑃1Н ) · 𝑃1Н пр =297· 𝑔 100·5,1 9,81 =15440,4 кВт. (8.18) Определяем мощность на муфте ГТУ 𝑁м = 𝑁𝑖 𝜂мех ∙𝑘𝑁 = 15440,4 = 16355,3 кВт 0,99375∙0,95 (8.19) где KN - коэффициент технического состояния ГТУ (по мощности), KN =0,95; ŋмех – механические потери, ŋмех=1 − 100 𝑁𝑒0 =1− 100 16000 = 0,99375 Запас устойчивости компрессора: S Qпр Qпрм ин Qпр 100 340,785 254,5 100 25,319%. 340,785 (8.20) Так как S=25% > 20%, то условие устойчивости выполняется. Располагаемую мощность ГТУ определим по формуле: р 0 N e N e K N K t K y K n K pa , (8.21) где Neр – располагаемая мощность, кВт; 𝑁𝑒𝑜 - номинальная мощность ГТУ, кВт(𝑁𝑒𝑜 = 16000 кВт); KN - коэффициент технического состояния ГТУ (по мощности), KN =0,95; 36 Кy – коэффициент, учитывающий наличие утилизатора тепла, принимаем равный 0,985; Kn – коэффициент влияния относительной скорости вращения ротора силовой турбины; учитывается в составе коэффициента KN, т.е. принимается равным Kn = 1,0; Kpa – коэффициент, учитывающий влияние высоты над уровнем моря. Kpa Ра Рат.стан , (8.22) Кt - коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха, K; K t 1 kt Ta 288 , Ta (8.23) Где Та – расчетная температура атмосферного воздуха на входе ГТУ kt – коэффициент, равный kt = 2,8[6, приложение 1]; Kt 1 3 𝐾𝑝𝑎 = 277 288 1,119 277 0,1 0,1013 = 0,987 N eр 16000 0,95 0,985 0,987 1 1,119 16535,9кВт . Проверяем выполнения условия: N eр N м , 16535,9 кВт>16355,9 кВт, т.е. турбина может развить необходимую мощность. Определим номинальный расход топливного газа по формуле: 0 qТГ 3,6 103 N e0 , e QТС (8.24) 37 0 где 𝑞ТГ – номинальный расход топливного газа, т/ч; ηe– номинальный КПД ГТУ, [6, приложение Д];ηe=0,350 QТС = 32950 кДж/м3 – теплота сгорания топливного газа. Расход топливного газа ГТУ вычисляется по формуле N Ta 0 K ТГ K n , qТГ qТГ 0,75 н0 0,25 K pa 288 N e (8.25) Где Ктг - коэффициент технического состояния ГТУ (по топливу). 0 qтг ( м) 3,6 103 16 6,3896тыс.м 3 / час; 0,274 32900 qтг 6,3896 (0,75 16355,3 277 0,25 0,987 ) 1,05 1,0 6,767тыс.м 3 / час. 16000 288 Расход топливного газа для цеха при полной загрузке всех агрегатов: Qтг 24 qтг m; 1000 (8.28) Qтг q тг m 6,767 3 24 487,2 10 3 м / сут; 3 38 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В курсовой работе рассматривались процессы, протекающие на КС в период ее эксплуатации. Выполнен расчет режима работы КС, была рассмотрена технологическая схема КС. Приведено описание устройства и принцип действия ГТД НК-16СТ, нагнетателя НЦ-16/76-1,44, компоновка и основные параметры ГПА-Ц-16. В результате выполнения курсовой работы были освоены такие компетенции: - способность анализировать и обобщать экспериментальные данные о работе технологического оборудования; - способность совершенствовать методики эксплуатации и технологии обслуживания оборудования. 39 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Моргунов Е.В., НиколаишвилиД.Г.Комплексная характеристика деятельности ОАО «Газпром».– М.: ИПР РАН, 2004. –11 с. 2. Новости ОАО «Газпром» // [Электронный ресурс].–: http://www.gazprom.ru/press/news(Дата обращения:12.02.17 г) 3. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. – М.: Нефть и газ, 1999.— 463 с. 4. Годовский Д.А. Эксплуатация оборудования компрессорной станции. Часть 2. [Электронный учебно-методический комплекс] – Уфа. УГНТУ,2013/ 5. Годовский Д.А. Эксплуатация оборудования компрессорной станции/учебно- методическое пособие. – Уфа. УГНТУ,2013. – 30 с. 6. СТО «Газпром» 2-3.5-051.2006: Нормы технического проектирования магистральных газопроводов / ОАО «Газпром». – М.: ВНИИГАЗ, 2006. – 186 с. 7. Л.С., Щуровский В.А. , Сальников С.Ю., Барцев И.В., Цегельников Синицын Н.С., Шинтяпин Р.В. Каталог газодинамических характеристик ЦБК природного газа. – М.: ВНИИГАЗ, 2005. –123 с. 40
