Реферат Устройство и принцип действия двс применяемых на газохранилищах.
 Скачать 1.12 Mb.
|
 Факультет энергетики и электроники Кафедра «Тепловые двигатели» РЕФЕРАТ «Устройство и принцип действия двс применяемых на газохранилищах.» Выполнил: студент Сергеев С. Е. Группы: О-20-ЭМ-ДВС-Б Проверил Новиков М. А. БРЯНСК 2022 ОглавлениеВведение 3 Технологические схемы компрессорных станций 5 Типы газоперекачивающих агрегатов приводом 8 Пуск газоперекачивающего агрегата в работу и его загрузка 11 Вывод 14 Список используемой литературы 15 ВведениеB последние годы получают все 6oлee широкое применение в раз- личных отраслях промышленности газотурбинные установки (ГTУ). Они могут работать на opгaничecкoм тoпливe paзличнoгo видa, чтo пoзвoляeт иx иcпoльзoвaть в cтaциoнapнoм (тeплoвыe элeктpичecкиe cтaнции, кoмпpeccopныe cтaнции и т. д.) и в тpaнcпopтнoм вapиaнтe (мop cкиe cyдa, жeлeзнoдopoжный тpaнcпopт и т. д.). Ha кoмпpeccopныx cтaнцияx мaгиcтpaльныx гaзoпpoвoдoв ГTУ являютcя ocнoвными двигaтeлями для пpивoдa гaзoпepeкaчивaющиx aгpeгaтoв (ГПA). Koличecтвo ГПA c гaзoтyp6инным пpивoдoм пo cyммapнoй мoщнocти дocтиглo 80 % oт o6щeй ycтaнoвлeннoй мoщнocти пpивoдoв нa гaзoкoмпpeccopныx cтaнцияx. Пepcпeктивнocть иcпoльзoвaния ГTУ нa кoмпpeccopныx cтaнцияx cвязaнa c иx выcoкoй энepгoeмкocтью, aвтoнoмнocтью, нe тpe6yющeй пoдвoдa дoпoлнитeльнoй энepгии и 6oльшим мoтopecypcoм. Koмпaктнocть ГTУ пoзвoляeт пpoизвoдить иx в блoчнo-мoдyльнoм иcпoлнeнии, чтo oблeгчaeт ycлoвия мoнтaжa и тexничecкoгo oбcлyживaния. Aнaлиз cyщecтвyющeгo пoлoжeния тpyбoпpoвoднoгo тpaнcпopтa гaзa и oцeнкa пepcпeктив eгo дaльнeйшeгo paзвития cвидeтeльcтвyют o тoм, чтo гaзoтypбинный вид пpивoдa цeнтpoбeжныx ГПA и нa ближaйшyю пepcпeктивy ocтaнeтcя ocнoвным видoм пpивoдa кoмпpeccopныx cтaнций. Иcпoльзoвaниe ГTУ в кaчecтвe тoпливa тpaнcпopтиpyeмый гaз иc- ключaeт зaвиcимocть oт внeшниx пocтaвщикoв энepгии и нe тpeбyeт бoльшиx кaпитaльныx влoжeний нa cтpoитeльcтвo линий элeктpoпepeдaч. Ocнaщeниe ГTУ кoтлaми-yтилизaтopaми, peгeнepaтopaми и coвмeщeниe иx c пapoтypбинными ycтaнoвкaми и элeктpoгeнepaтopaми дaeт вoзмoжнocть выpaбoтки тeплoвoй и элeктpичecкoй энepгии для бытoвыx нyжд кaк caмиx кoмпpeccopныx cтaнций, тaк и пpилeгaющиx пoceлкoв. Ocнoвнaя ocoбeннocть ГTУ зaключaeтcя в cyщecтвeннoй зaвиcимocти экcплyaтaциoнныx xapaктepиcтик oт пapaмeтpoв тepмoдинaмичe- cкoгo пpoцecca гopeния тoпливa, кoтopыe в cвoю oчepeдь зaвиcят oт кa- чecтвeннoгo cocтaвa тoпливa, ycлoвий eгo пoдгoтoвки и cгopaния. Дaннaя ocoбeннocть, c oднoй cтopoны, выгoднo oтличaeт ГTУ oт дpyгиx двигaтeлeй c тoчки зpeния вoзмoжнocти peгyлиpoвaния в шиpoкoм диa- пaзoнe экcплyaтaциoнныx пapaмeтpoв (cкopocть вpaщeния, мoщнocть, KПД и т. д.), c дpyгoй cтopoны, тpeбyeт пoдгoтoвки cпeциaлиcтoв выco- кo ypoвня пo иx экcплyaтaции. Oни дoлжны oблaдaть знaниями oб ocнoвныx xapaктepиcтикax пpимeняeмыx ГTУ, вoзмoжнoй oблacти и гpaничныx знaчeнияx peгyлиpyeмыx пapaмeтpoв, пepcпeктивax и вoзмoжнoмy дaльнeйшeмy paзвитию кoнcтpyкций ГTУ, чтo пoзвoлит пpинять oбocнoвaнныe peшeния пpи пpoeктиpoвaнии кoнкpeтныx кoмпpeccopныx cтaнций и paзpaбoтaть oптимaльнyю cиcтeмy тexничecкoгo oбcлyживaния и peмoнтa тexнoлoгичecкoгo oбopyдoвaния. Heoбxoдимый мaтepиaл для пoдгoтoвки пoдoбныx cпeциaлиcтoв излoжeн в пpeдлaгaeмoм yчeбнoм пocoбии. Aвтopы cтpeмилиcь, чтo-бы мaгиcтpaнт пoлyчил цeльнoe, нayчнo oбocнoвaннoe пpeдcтaвлeниe o вceм кoмплeкce cлoжныx и cпeцифичecкиx пpoблeм, cвязaнныx c выбopoм и экcплyaтaциeй ГTУ. Технологические схемы компрессорных станцийСовременная компрессорная станция (КС) – это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа. Типовые компрессорные станции, располагаемые по трассе газопровода через каждые, как правило, 100-150 км. предназначены для обеспечения приема на станцию транспортируемого по газопроводу природного газа, его очистки от механических примесей и капельной жидкости в специальных пылеуловителях и фильтр-сепараторах, распределения потоков газа по установленным на КС газоперекачивающим агрегатам с обеспечением их оптимальной загрузки, охлаждения транспортируемого газа после компрессирования перед подачей его в газопровод, вывода цеха КС для работы на станционное «кольцо» при пуске и остановке станции, а также транзитного прохода транспортируемого газа по магистральному газопроводу, минуя станцию. Кроме того, технологическая обвязка компрессорной станции должна обеспечивать возможность сброса газа в атмосферу из всех его технологических коммуникаций через специальные свечные краны. Компрессорная станция в зависимости от числа «ниток» магистральных газопроводов может состоять из одного, двух и более компрессорных цехов, оборудованных одним или несколькими типами газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Под ГПА понимается газотурбинная установка и приводимый ею во вращение для перекачки газа центробежный нагнетатель. Каждый цех станции работает на свой газопровод. Из-за технологических соображений транспорта газов, компрессорные цеха могут быть соединены специальными перемычками на входе и выходе станции. Р  ис. 1. Схема оборудования КС На рис. 1 приведена принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из трех ГПА. В зависимости от количества транспортируемого по газопроводу газа на КС может быть установлено различное число газоперекачивающих агрегатов с различной единичной мощностью. Основным типом ГПА на компрессорных станциях в настоящее время являются газотурбинные установки мощностью примерно 2, 4, б, 10, 1б и 25 мВт. Общее число установленных агрегатов с газотурбинным приводом – свыше 3 тыс. ГПА. Установленная мощность всех газотурбинных агрегатов в системе ОАО «Газпром» составляет примерно 8б% от мощности всех других типов ГПА, среди которых около 13% приходится на агрегаты с электроприводом и около 1% на агрегаты с поршневым типом привода. В состав основного оборудования компрессорной станции входит: 1 – узел подключения станции к магистральному газопроводуш 2 – камеры запуска и приема очистного устройства для внутренней полости газопровода от механических примесей, конденсата и т.п.ш 3 – установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторовш 4 – установка охлаждения перекачиваемого технологического газаш 5 – газоперекачивающие агрегаты с центробежными нагнетателями газаш б – технологические трубопроводы обвязки компрессорной станцииш 7 – запорная арматура обвязки центробежного нагнетателяш 8 – установка подготовки пускового и топливного газаш 9 – установка подготовки импульсного газа для обеспечения работы приборов КИПш 10 – различное вспомогательное оборудование (система маслохозяйства, котельная, воздушный компрессор и т.д.)ш 11 – энергетическое оборудование (трансформаторные установки, распределительные устройства, аварийная электростанция и т.д.)ш 12 – главный щит управления и система телемеханикиш 13 – оборудование электрохимзащиты трубопроводов обвязки компрессорной станции. Оборудование и сама обвязка компрессорной станции приспособлены к переменному режиму работы газопровода и самой КС. Количество газа, перекачиваемого через КС, регулируется в основном включением и отключением числа работающих агрегатов, изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным типом привода. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу, в целом к оптимизации режимов работы компрессорной станции и установленных на ней газоперекачивающих агрегатов. Типы газоперекачивающих агрегатов приводомГазотурбинные агрегаты подразделяются на: стационарные, авиационные и судовые. К стационарным газотурбинным установкам, специально сконструированных для использования на газопроводах, следует отнести установки: ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-б ГТ-б-750, ГТН-б, ГТК-10-2-4, ГТН-25 мощностью от 4 МВт до 25 МВтш К  авиоприводным газотурбинным установкам относятся ГПА, где приводом нагнетателя является газовая турбина авиационного типа, специально реконструированная для использования на магистральных газопроводах. В настоящее время на газопроводах эксплуатируются установки типа ГПА-Ц-б,3, ГПА-Ц-б,3/7б и ГПА Ц-б,3/125 с двигателем НК-12СТ, выпускаемые Самарским моторостроительным объединением и Сумским машиностроительным объединением. Сумским машиностроительным объединением осуществляется сборка агрегата типа ГПА-Ц-1б (Рис. 2) с двигателем НК-1бСТ (Рис. 3). Рис. 2. Продольный разрез ГПА-Ц-1б  Рис. 3. Двигатель НК-1бСТ К авиоприводным агрегатам относятся и установки импортного производства типа «Коберpа –182» с двигателем Эйвон 1534-101б фирмы «Ролл-Ройс» (Великобритания») и «Центавр» фирмы «Солар» (США). В настоящее время на КС эксплуатируется 4253 газоперекачивающих агрегата (ГПА) суммарной мощностью 47,1 млн кВт., в том числе 3181 ГПА с газотурбинным приводом. Анализ опыта использования газотурбинных установок на магистральных газопроводах показывает, что в период развития и становления единой системы газоснабжения (ЕСГ) России, на газопроводах используется свыше двадцати различных типов этого вида привода центробежных нагнетателей, изготовленные различными заводами-изготовителями газовых турбин , что невольно приводило к рассогласованию в технологических, термодинамических и газодинамических показателях используемых установок. В частности, это привело к тому, что среди эксплуатируемых газоперекачивающих агрегатов различной мощности, созданных в период 70-80 годов, частота вращения вала «силовая турбина – центробежный нагнетатель» изменяется в диапазоне 3700-8200 об/мин., нет единого подхода к обоснованию числа ступеней в силовых турбинах и центробежных нагнетателей исходя, например, из их нагруженности. Все это в определенной степени свидетельствует о том, что в настоящее время ОАО «Газпром» при переходе от металлосберегающей технологии, что имело место в начальный период создания ЕСГ, к энергосберегающей, не имеет «своего» - основного типа газотурбинного энергопривода, в полной мере отвечающим требованиям энергосберегающей технологии транспорта газа. Получивший в свое время наибольшее распространение на газопроводах агрегат типа ГТК-10 в настоящее время требует реконструкции, хотя бы в части обоснования использования параметров регенеративного цикла установки и оценки использования на газопроводах подобных агрегатов в целом. К существенным преимуществам ГПА с газотурбинным типом привода следует отнести прежде всего высокую удельную мощность на единицу массы, возможность регулирования подачей технологического газа за счет изменения частоты вращения силовой турбины ГТУ, возможность использования перекачиваемого газа в качестве топлива, относительно малый расход воды и масла сравнительно, например с поршневыми двигателями внутреннего сгорания, непосредственное вращательное движение и полная уравновешенность, что исключает необходимость в использовании мощных фундаментов, реальные возможности дальнейшего улучшения основных показателей ГТУ и, прежде всего, ее КПД. К недостаткам большинства эксплуатируемых газотурбинных установок на газопроводах следует отнести относительно низкий их эффективный КПД и высокий уровень шума, особенно в районе воздухозаборной камеры ГТУ. Следует, однако отметить, что газотурбинную установку на газопроводах необходимо рассматривать как агрегат, практически вырабатывающий два вида энергии: механическую на валу нагнетателя и тепловую в форме тепла отходящих газов, которую можно и нужно эффективно использовать для отопления служебных помещений КС в осенне-зимний период их эксплуатации и для других целей теплофикации. Пуск газоперекачивающего агрегата в работу и его загрузкаПодготовка газоперекачивающего агрегата к пуску и его загрузка является наиболее ответственным этапом в эксплуатации агрегатов на газопроводах. Объем подготовительных предпусковых работ, зависит от состояния из которого агрегат выводится под нагрузку: после монтажа ГПА на станции, после проведения того или иного вида ремонташ из состояния «горячего резерва» или просто «резерва». При пуске агрегата из состояния «горячего резерва» на нем обычно не требуется выполнение каких-либо подготовительных работш на агрегате поддерживаются только предпусковые условия, которые обеспечивают его немедленный запуск. На агрегате, находящимся просто в «резерве», его запуск после указания диспетчера обеспечивается обычно через 1,5-2 ч. в зависимости от типа ГПА. За это время осуществляется подогрев масла, проверка состояния элементов управления запорной арматуры, подачи напряжения. Наибольший объем подготовительных работ на агрегате выполняется естественно перед его первым пуском после монтажа, т.е. в процессе пуско-наладочных работ. Наиболее характерным для эксплуатации агрегата является его подготовка к пуску после проведения на нем среднего или капитального ремонта. В этих условиях проводится тщательный осмотр входного и выходного тракта ГТУ и оборудования ГПА в целом, проверяется отсутствие посторонних предметов, отсутствие горючих материалов, разного рода газовых баллонов, оставшихся на агрегате поле проведения ремонта, проводится контрольный анализ масла и проверяется его уровень в маслобаке и гидрозатворе переливного устройства, проверяется положение запорной арматуры согласно специальной технологической маршрутной карте, содержащей все основные специфические требования к данному типу агрегата. Важность и ответственность пусковой операции в использовании газотурбинных агрегатов на компрессорной станции определяется прежде всего тем, что при пуске ГПА в работу включается большое число систем как самой газотурбинной установки, так и вспомогательных устройств, призванных обслуживать надежную работу установки. Правильная система технологического запуска агрегата в работу в значительной степени определяет уровень квалификации обслуживающего персонала, от которого в определяющей степени зависит весь процесс надежного и эффективного использования газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях. Время запуска агрегатов стационарного типа, из-за необходимости обеспечения равномерного прогрева корпусных деталей и узлов ГТУ, как правило большой массы, составляет примерно 20-30 мин., для авиационных ГТУ на уровне 5-10 мин. Пуск агрегатов осуществляется с помощью специальных пусковых устройств, в качестве которых используются турбодетандеры, работающие на перепаде давления природного газа или, в редких случаях, на перепаде давления предварительно сжатого воздуха, находящего в специальных баллонах высокого давления. На некоторых агрегатах в качестве пусковых устройств используются и электростартеры. Мощность пусковых устройств обычно составляет 0,3-35 от мощности агрегата в зависимости от типа ГПА – авиационные или стационарные. При пуске агрегата в работу можно выделить три основных этапа. Для полнонапорного нагнетателя, на первом этапе включается пусковой насос масло-смазки и насос масло-уплотнения. Открывается кран №4 и при открытом кране №5 в течение 15-20 с. осуществляется продувка контура нагнетателя. После закрытия крана №5 давление в контуре нагнетателя поднимается и при достижении на кране №1 перепада давления на уровне 0,1 МПа, происходит закрытие крана №4 и открытие кранов №1 и №б. Такой пуск называется пуском ГПА с заполненным контуром. После этого включается валоповоротное устройство и в зацепление вводится шестерня турбодетандера. Через некоторое время валоповоротное устройство отключается и агрегат начинает работать от турбодетандера. Первый этап пуска на этом заканчивается. На втором этапе пуска, раскрутка ротора турбокомпрессора производится одновременно турбодетандером и турбиной высокого давления. При достижении частоты вращения турбодетандера примерно 400-1000 об/мин., обеспечивающего подачу необходимого количества воздуха в камеру сгорания, достаточного для зажигания топливовоздушной смеси, включается система зажигания и открывается кран подачи топливного газа на запальное устройство камеры сгорания. При этом датчик-фотореле сигнализирует о нормальном процессе зажигания. Открывается кран подачи топлива на дежурную горелку. Примерно через 1-3 мин., после достижения температуры на уровне 150-200 0С заканчивается «первый» этап прогрева, открывается регулирующий клапан и начинается «второй» этап прогрева, который продолжается примерно 10 мин. Происходит постепенное увеличение частоты вращения турбины высокого давления и при частоте вращения примерно 40-45г от номинального значения, турбина выходит на режим самоходности. При выходе из зацепления муфты турбодетандера, заканчивается второй этап раскрутки ГПА. На третьем этапе, путем постепенного увеличения подачи топливного газа в камеру сгорания, происходит дальнейшее увеличение частоты вращения ротора турбокомпрессора. Антипомпажные клапаны осевого компрессора закрываются, агрегат с пусковых насосов переходит работать на основные, приводимые во вращение уже от роторов ГПА. При увеличении частоты вращения силового вала до величины равной частоте вращения других нагнетателей компрессорного цеха, открывается кран №2 и закрывается агрегатный кран №бш загорается табло «агрегат в работ». ВыводАнализ существующих двс применяемых на газохранилищах и оценка перспектив его дальнейшего развития показывают, что газотурбинный вид привода центробежных нагнетателей на компрессорных станциях (КС) как в настоящее время, так и на ближайшую перспективу остается одним из основных видов энергопривода КС. В настоящее время относительная доля установленной мощности компрессорных станций в системе ОАО «Газпром» составляет свыше 85гш остальное приходится на долю газоперекачивающих агрегатов с электроприводом и установок с поршневым типом привода. Непосредственное вращательное движение, относительная простота обслуживания, высокая агрегатная мощность, работа установок на перекачиваемом виде топлива и многое другое обеспечивают широкий обхват деятельности. Список используемой литературыБойко А.М., Будзуляк Б.В., Поршаков Б.П. – Состояние и перспективы развития газотранспортной системы страны. Известия Вузов. Нефть и газ. №7, 1997. с. б4-74. Кириллов И.И. Газовые турбины и газотурбинные установки. Т.1, М. «Машгиз», 195б. 434 с. Щуровский В.А., Зайцев Ю.А. – Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. М. «Недра», 1994. 172 с. |