ЭХЗ. Удк 6219 сравнительный анализ методов эхз в трубопроводном транспорте л. С. Булатова, Л. А. Шацкая
 Скачать 6.21 Mb.
|
|
Библиографический список: 1. Анчита Х., Спейт Дж. Переработка тяжелых нефтей и нефтяных остатков. Гидрогенизационные процессы / СПб.: ЦОП «Профессия», 2013. – 384 с. 2. Комплексное освоение тяжелых нефтей и природных битумов пермской системы Республики Татарстан / Р.Х. Муслимов, Г.В. Романов, Г.П. Каюкова и др. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2012 г. – 396 с. 3. ДоссоУэй, Разработка технологии глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелой высоковязкой нефти, 2016 г., 133с. 4. Копылов А. Ю., Технологии подготовки и переработки сернистого углеводородного сырья на основе экстракционных процессов, 2010 г., 396 с. 5. Липаев А.А., Разработка месторождений тяжелых нефтей и природных битумов.-М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2013 г.-484 с. 6. Хаджиев С.Н., Микроэлементы в нефтях и продуктах их переработки/ С.Н. Хаджиев, М.Я., Шпирт;Ин-т нефтетехнического синтеза им. А.В. Топчиева РАН.-М.: Наука, 2012 г.-222 с. 7. Мазгаров А.М. Технологии очистки сырой нефти и газоконденсатов от сероводорода и меркаптанов/ А.М. Мазгаров, А.И.Набиев. – Казань: Казан. ун-т, 2015 г. – 38 с. 8. Магамедов Р.Н., Состояние и перспективы деметаллизации тяжелого нефтяного сырья/ Р.Н. Магомедов, А.З. Попова, Т.А. Матюрина, Х.М. Кадиев, С.Н. Хаджиев. Нефтехимия, 2015 г., том 5 , №4, с. 267-290. 9. Асфальтены: проблемы и перспективы/ КамранАкбарзаде, Ахмед Хаммами, Абдель Харрат, Дэн Чжан, Эдмонтон, Альберта, Канада, 2016 г., 27 с. 544 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ РЕЗЕРВУАРОВ ОТСТОЙНИКОВ А.Д.Малин СамГТУ Самара, РФ elemalin@yandex.ru Современные предприятия трубопроводного транспорта – это сложные комплексы инженерно-технических сооружений, связанные между собой технологическими процессами, обеспечивающими прием, хранение, транспортировку и снабжение потребителей нефтью, нефтепродуктами или газом. Одними из таких сложных инженерно-технических сооружений являются резервуары для подготовки нефти и нефтепродуктов, одним из которых являются резервуары отстойники. Немаловажным является повышения способов надежности резервуаров отстойников. Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Основная разновидность механического обезвоживания нефти — гравитационное отстаивание. Применяют два вида режимов отстаивания: периодический и непрерывный, которые соответственно осуществляются в отстойниках периодического и непрерывного действия. В качестве отстойников периодического действия обычно применяют цилиндрические отстойные резервуары (резервуары отстаивания), аналогичные резервуарам, которые предназначены для хранения нефти. Сырая нефть, подвергаемая обезвоживанию, вводится в резервуар при помощи распределительного трубопровода (маточника). После заполнения резервуара вода осаждается в нижней части, а нефть собирается в верхней части резервуара. Отстаивание осуществляется при спокойном (неподвижном) состоянии обрабатываемой нефти. По окончании процесса обезвоживания нефть и вода отбираются из отстойного резервуара. Положительные результаты работы отстойного резервуара достигаются только в случае содержания воды в нефти свободном состоянии или в состоянии крупнодисперсной нестабилизированной эмульсии. Нефтяной отстойник представляет собой цилиндрическую емкость. (рис.1. Нефтяной отстойник). Основными элементами данного устройства являются вводный штуцер для подачи эмульсии, соединенный с двумя перфорированными коллекторами, специальный уровнемер, приспособление для сбора и вывода 545 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ чистой нефти с выпускным штуцером,переливной клапан для сброса пластовой воды. Разделение поступающей эмульсии осуществляется за счет разницы в удельном весе ее составляющих. Капли влаги укрупняются и оседают на дно. Более легкая обезвоженная нефть поднимается наверх. Рис.1. Нефтяной отстойник 4. Способы повышения надежности резервуаров- отстойников Основными факторами, обеспечивающими надежность и долговечность резервуаров отстойников, являются качественное сооружение оснований и фундаментов, качественное заводское изготовление стальных конструкций и правильная их транспортировка, соблюдение геометрической формы резервуаров и их элементов, контроль качества строительных и монтажных работ соблюдение графиков текущего и капитального ремонтов, строгое соблюдение правил техники безопасности и охраны труда. Защита резервуаров от коррозии должна проводиться на основании анализа условий эксплуатации, климатических факторов, атмосферных и иных воздействий на наружные поверхности резервуаров, а также вида и степени агрессивного воздействия хранимого продукта и его паров на внутренние поверхности. По результатам анализа должен быть разработан отдельный проект или раздел в составе проекта антикоррозионной защиты (АКЗ) резервуара с указанием систем АКЗ, срока их службы при выполнении принятых в проекте технических решений. Производитель лакокрасочных материалов (ЛКМ) 546 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ разрабатывает регламент (инструкцию) по нанесению ЛКМ, в котором подробно описывается система АКЗ, применяемые материалы и технология их нанесения. На выполнение работ по антикоррозионной защите резервуара производитель работ разрабатывает проект производства работ, в котором отражаются технология подготовки поверхностей резервуара, нанесение грунтовочных и покрывных слоев покрытия, методы по контролю качества, применяемое оборудование с учетом требований Регламента производителя ЛКМ, меры безопасности, противопожарные мероприятия. Защиту от коррозии рекомендуется осуществлять применением систем лакокрасочных или металлизационно-лакокрасочных антикоррозионных покрытий, а также применением электрохимических способов. Для защиты резервуаров от коррозии могут применяться следующие типы ЛКМ со сроком службы не менее 10 лет для внутренней поверхности и 15 лет для наружной поверхности: эпоксидные покрытия, двухкомпонентные полиуретановые покрытия, однокомпонентные полиуретановые влагоотверждаемые покрытия. При выборе типа ЛКМ необходимо отдавать предпочтение материалам с высокой степенью ремонтопригодности и технологичности их применения, а также учитывать погодно-климатические условия во время нанесения антикоррозионных покрытий: - для эпоксидных и двухкомпонентных полиуретановых покрытий - температура поверхности не ниже +5°С и относительная влажность воздуха не выше 80 %; - для однокомпонентных полиуретановых влагоотверждаемых покрытий - температура поверхности не ниже 0°С и относительная влажность воздуха до 98 %. Антикоррозионные покрытия внутренних поверхностей резервуаров должны удовлетворять следующим условиям: - быть устойчивыми к воздействию нефти, нефтепродуктов, подтоварной воды; - обладать хорошей адгезией к грунтовочному слою или основному металлу (в зависимости от технологии нанесения); - не вступать в реакцию с хранимыми продуктами и не оказывать влияние на их кондицию; - быть стойкими к растрескиванию; - обеспечивать совместимость деформаций с корпусом резервуара (с учетом различных толщин стенки по высоте) при заполнении и опорожнении; - обладать износостойкостью на истирание (в резервуарах с плавающими крышами и понтонами) и долговечностью; - сохранять адгезионные свойства, механическую прочность и химическую стойкость в расчетном диапазоне температур; 547 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ - сохранять защитные свойства при совместной работе с электрохимической, катодной и протекторной защитой; - быть технологичными при нанесении и соответствовать температуре и относительной влажности воздуха во время выполнения работ; - удовлетворять требованиям электростатической искробезопасности. Наружные поверхности резервуаров, находящиеся на открытом воздухе, должны быть защищены антикоррозионными покрытиями на основе ЛКМ светлого тона с высокой светоотражательной способностью - не менее 98 %. При защите от коррозии наружной поверхности днищ резервуаров следует руководствоваться следующими требованиями: - устройство фундаментов и основания под резервуар должно обеспечивать отвод грунтовых вод и атмосферных осадков от днища; - при выполнении гидрофобного слоя из битумно-песчаной смеси не требуется нанесения защитных покрытий на наружную поверхность днища. Применяемые песок и битум не должны содержать коррозионно-активных агентов. В целях активной защиты резервуара от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами рекомендуется применение электрохимической защиты. Электрохимическая защита наружной поверхности днища, а также внутренних поверхностей днища и нижнего пояса стенки в зоне контакта с донным осадком и слоем подтоварной воды осуществляется установками протекторной защиты (УПЗ) или установками катодной защиты (УКЗ). На поверхностях металлоконструкций, подготовленных к выполнению антикоррозионных работ, должны отсутствовать: - возникшие при сварке остатки шлака, сварочные брызги, наплывы, неровности сварных швов; - следы обрезки и газовой резки, расслоения и растрескивания; - острые кромки до радиуса менее 3,0 мм на внутренней и 1,5 мм на наружных поверхностях резервуара; - вспомогательные элементы, использованные при сборке, монтаже, транспортировании, подъемных работах и следы, оставшиеся от приварки этих элементов; - химические загрязнения (остатки флюса, составов использовавшихся при дефектоскопии сварных швов), которые находятся на поверхности сварных швов и рядом с ними; - жировые, механические и другие загрязнения. Сварные швы должны иметь плавный переход к основному металлу без подрезов и наплывов. Все элементы металлоконструкций внутри резервуара, привариваемые к стенке, днищу или крыше, должны быть обварены по контуру для исключения образования зазоров и щелей. Кроме того, все элементы металлоконструкций, находящихся на открытом воздухе, при средне-агрессивном 548 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ воздействии окружающей среды, также должны быть обварены по контуру для исключения образования зазоров и щелей. Перед нанесением защитных покрытий все поверхности должны быть очищены от окислов до степени 2 по ГОСТ 9.402-2004 или до степени не ниже Sa 2,5 по ИСО 8501-1, обеспылены и обезжирены. Степень обезжиривания - 1 по ГОСТ 9.402-2004. Степень обеспылевания должна быть не ниже 2 класса по ИСО 8502-3. При выполнении антикоррозионных работ должны быть учтены требования к охране окружающей среды и требований действующих правил техники безопасности в строительстве: СНиП 2.03.11, СНиП 1.03-05, ГОСТ 12.3.005, ГОСТ 12.3.016, ГОСТ 12.4.011, СН-245. Вывод и направление исследования. 1.Одним из основных способов повышения надежности резервуаров отстойников являются: антикоррозионная защита и своевременное техническое обслуживание, вследствие которых увеличивается межремонтный период эксплуатации резервуара отстойника. 2.При наличии антикоррозионной защиты несущих и ограждающих конструкций срок службы резервуара отстойника должен обеспечиваться принятой системой защиты от коррозии, имеющей гарантированный срок службы не менее 10 лет, совпадающий со сроком проведения полного технического диагностирования. 3. Общий срок службы резервуара отстойника должен обеспечиваться проведением регулярного двухуровневого диагностирования с оценкой технического состояния и проведением ремонтов (при необходимости). Двухуровневое диагностирование резервуаров включает в себя частичное диагностирование (без выведения из эксплуатации), полное диагностирование (с выводом из эксплуатации, очисткой и дегазацией). Библиографический список: 1.Березин В.Л., Мацкин А.А., Гумеров А.Г. и др. Вопросы эксплуатационной надежности резервуаров на нефтеперерабатывающих заводах. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1971. б7 с. Березин 2.В.Л., Шутов В.Е. Прочность и устойчивость резервуаров и трубопроводов. М.: Недра, 1973. 200 с. 3.Галеев В.Б. Эксплуатация стальных вертикальных резервуаров в сложных условиях. М.: Недра, 1981. 149 с. 4.Гималетдинов Г.М., Саттарова Д.М. Способы очистки и предотвращения донных отложений в резервуарах. Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Сб. научных трудов/ ИПТЭР, Уфа, ТРАНСТЭК, 2003 5.Каравайченко М.Г., Ахметов Ф.Ш., Григоренко П.Н. Вертикальный 549 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ цилиндрический резервуар // Транспорт и хранение нефти: Экспр. информ. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - вып. 5. - С. 15 - 18. 6.ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. 7.ГОСТ 17032-2010 Резервуары вертикальные стальные для нефтепродуктов. Технические условия. 8.СП 28.13330.2012 Защита строительных конструкций от коррозии. 9.ГОСТ 33290-2015 Материалы лакокрасочные, применяемые в строительстве. 10.ГОСТ 54257-2010 Надежность строительных конструкций. УВЕЛИЧЕНИЕ СРОКОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ. Д.В.Гомонов Самарский государственный технический университет г. Самара, Россия dima11g@mail.ru Ряд работ российских и иностранных ученых посвящен анализу причин аварийных ситуаций на резервуарах. До недавнего времени материалы относились к засекреченной информации, поэтому данные о причинах возникновения и последствиях аварий немногочисленны. Помимо этого, компании-собственники резервуаров, подвергшихся разрушениям, как за рубежом, так и у нас в стране, не заинтересованы в распространении проверенной информации об истинных причинах аварий на резервуарах, о масштабах ущерба, который был причинен в результате разрушений резервуаров, а также последствий аварий, связанных с экологическими аспектами. В данной работе предоставлена информация о разрушениях стальных вертикальных резервуаров, которые привели к авариям с тяжелыми последствиями на объектах нефтяной промышленности, в т. ч. с гибелью людей. Зачастую, к авариям на РВС приводит комплекс причин. Но в любом случае устойчивость резервуаров вертикальных стальных к различного рода воздействиям связана напрямую с толщиной элементов металлоконструкций, которые её составляют, и ее уменьшением по всей поверхности или на конкретных локальных участках. 550 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 1. Коррозия металла на крыше РВС Стальные цилиндрические резервуары предназначенные для хранения нефтепродуктов чаще всего работают в своеобразных коррозионных условиях, что объясняет необходимость использования противокоррозионной защиты. Порядка 90 % всех аварий и отказов РВС происходит из-за коррозии металла. Исходя из этого, противокоррозионная защита и величина припуска на коррозию стенки приобретает наибольшую эффективность. Это в значительной мере определяет уровень надежности резервуара. Международный опыт эксплуатации резервуаров ни раз показал, что недооценка многофакторного влияния на ресурс металлоконструкций становится причиной крупных катастроф. Проработка и решение задачи превентивного и текущего управления применительно к резервуарам нефтегазовой отрасли и обеспечение промышленной безопасности резервуарных парков, предприятий и населенных пунктов, расположенных в районе нефте- и нефтепродуктохранилищ — это проблема не узкого ведомственного значения, а задача государственной важности. Наращивание ресурса безаварийной эксплуатации РВС достижимо сохранением толщины стенки не ниже расчетных значений, которое выполняется по двум главным направлениям: нанесение антикоррозийной защиты лакокрасочными покрытиями; увеличениеу толщины стенки припуска на коррозию, с целью обеспечения проектного срока эксплуатации резервуаров без утраты конструкциями несущей способности и своих функциональных свойств. Установление взаимосвязи между ресурсом безопасной эксплуатации, величиной припуска на коррозию стенки РВС, типа защитного покрытия, срока замены защитного покрытия, является одной из главных задач проектирования. Библиографический список: 1. Волков О.М. Пожарная безопасность резервуаров с нефтепродуктами. М.: Недра, 1984. 122 с. 551 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ 2. Березин В.Л., Шутов В.Е. Прочность и устойчивость резервуаров и трубопроводов. - М.: Недра, 1973. - 200 с. 3. Макаренко О. А. Совершенствование конструкций резервуаров с плавающими крышами (понтонами): автореф. дис. … канд. техн. наук / О. А. Макаренко.— Уфа: УГНТУ, 2000.— 24 с. 4. Макаренко О. А. Улучшение триботехнических свойств полимерных материалов в узлах трения нефтегазового оборудования / О. А. Макаренко, В. В. Кравцов, Н. В. Шутов // Башкирский химический журнал.— 2006.— Т. 13, № 3.— C. 125–127. 5. Макаренко О. А. Применение адгезивов для восстановления оборудования и трубопроводов нефтегазовой отрасли. Проблемы и решения / О. А. Макаренко, В. В. Кравцов.— СПб.: ООО «Недра», 2006.— 296 с. РЕКОНСТРУКЦИЯ ГПА ГТК 10-4 ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ И КОНТРОЛЯ. В.В. Титиевский ООО «Газпром трансгаз Самара» Самара,Россия demulgator93@mail.ru Компрессорная станция – неотъемлемая часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода. При транспортировке газа по магистральным газопроводам через определенные промежутки (140-160 км) размещаются компрессорные станции, которые компримируют транспортируемы газ и тем самым восполняют гидравлические потери давления газа на участках между ними, что позволяет поддерживать максимальную производительность в целом. Они в большинстве случаев оборудуются центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей. В настоящее время 90% мощности всех КС составляет газотурбинный привод нагнетателей, а 10% - электропривод. Газовые турбины работают на перекачиваемом газе. В зависимости от пропускной 552 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ способности газопровода, степени сжатия и типа нагнетателя применяют газотурбинные установки с единичной мощностью от 10 до 25 тыс. кВт. ГТУ состоит из двух механических не связанных между собой турбин (турбины высокого давления для привода воздушного компрессора и силовой турбины для привода газового нагнетателя), воздушного компрессора, камеры сгорания, воздухоподогревателя (регенератора), пускового турбодетандера, а также систем смазки, регулирования, защиты и управления, обеспечивающих нормальную работу и обслуживание установки. Воздух из атмосферы через фильтры засасывается и сжимается осевым компрессором и поступает в воздухоподогреватель, где его температура повышается за счет тепла отработавших в турбине продуктов сгорания. Подогретый воздух направляется в камеру сгорания, куда подается и топливо (природный газ). Продукты сгорания из камеры сгорания направляются в турбину высокого давления, мощность которой используется для привода осевого компрессора. Далее продукты сгорания попадают в турбину низкого давления (силовую турбину), вращающую нагнетатель. После силовой турбины продукты сгорания проходят через воздухоподогреватель, отдают часть тепла воздуху за компрессором и выбрасываются в атмосферу через дымовую трубу. Обе турбины выполнены в общем, литом корпусе, имеющем внутреннюю тепловую изоляцию. Турбина высокого давления (ТВД) одноступенчатая. Ротор ТВД состоит из одновенечного диска, укрепленного на консоли вала воздушного компрессора, который вращается в двух подшипниках (передний - опорно-упорный, задний - опорный). Турбина низкого давления (ТНД) также одноступенчатая. Одновенечный диск ТНД крепится на консоли силового вала, который вращается в двух подшипниках. Передний подшипник силового вала опорный, задний подшипник опорно- упорный. Воздушный компрессор осевого типа имеет 10 ступеней. Направляющие лопатки укреплены в литом чугунном корпусе. Ротор компрессора барабанного типа. Рабочие лопатки крепятся к ротору при помощи зубчатых хвостов. Вся турбогруппа смонтирована на общей сварной раме- маслобаке. Камера сгорания прямоточная, состоит из корпуса, фронтового устройства с одной дежурной и шестью основными горелками, огневой части и смесительного устройства. Воздухоподогреватель (регенератор) выполнен из профильных листов и состоит из двух секций. Движение продуктов сгорания через подогреватель осуществляется одним ходом по каналам, образованным профилем листов. Между листами движется подогреваемый воздух. Соединение роторов нагнетателя и газовой турбины осуществляется при помощи промежуточного вала с зубчатыми соединительными муфтами. Пуск агрегата производится пусковым турбодетандером, работающим на перекачиваемом по магистрали газе. Топливом является перекачиваемый природный газ. Нагнетатель 370-18-1 выполнен в виде одноступенчатой центробежной машины с консольно-расположенным рабочим колесом и тангенциальным 553 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ подводом и отводом газа. Основные элементы нагнетателя: ротор, подшипники, диффузор, уплотнения и другие - заключены в специальную гильзу, устанавливаемую в корпус. Стальной литой корпус нагнетателя без горизонтального разъема, цилиндрической формы, закрывается крышкой, на которой смонтированы всасывающая и сборная кольцевые камеры. Система лабиринтного и масляного уплотнений обеспечивает надежную защиту от проникновения газа в помещения компрессорного цеха. Регулирование режима работы нагнетателя осуществляется изменением скорости вращения силового вала газотурбинной установки. Работа нагнетателя возможна по следующим схемам: один нагнетатель; два последовательно работающих нагнетателя; три последовательно работающих нагнетателя; параллельная работа одиночных нагнетателей, а также групп последовательно включенных нагнетателей. При строительстве газопровода Уренгой-Петровск на компрессорной станции Сергиевская установлены нагнетатели природного газа Н-370-18-1 с газотурбинным приводом ГПА ГТК-10-4. На нагнетателе природного газа изначально действует масляная система уплотнения вала нагнетателя от прорыва по валу природного газа в корпус нагнетателя. Один из недостатков масляного уплотнения – большой расход масла через торцевое уплотнение. По паспорту 1,06 л/час. За сутки расход составляет около 25 литров. Для работы масляного уплотнения и обеспечения надежности работы задействованы следующие узлы: Блок винтовых насосов, состоящих из основных и резервных насосов, создающих давление масла, превышающее на 1-2 килограмма давление газа; Поплавковая камера; Газоотделитель; Регулятор перепада давления; Аккумулятор масла высокого давления; Поэтому было разработано газодинамическое уплотнение, что приводит к снижению расхода масла и исключению возможности попадания природного газа в корпус нагнетателя. Упрощена конструкция нагнетателя. В состав газодинамического уплотнения входят: сам узел «сухого уплотнения» и стойка ТГДУ. Торцевое газодинамическое уплотнение предназначено для предохранения от проникновения перекачиваемого газа по валу нагнетателя в полость подшипника и рабочее помещение, а также для увеличения срока службы ГПА. Также предназначено для разделения газовой и масляной полостей нагнетателя. Стойка ТГДУ предназначена для подготовки буферного газ и воздуха, а также для управления и контроля работы торцевого газодинамического уплотнения. 554 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Преимущества применения ТГДУ: Герметичность системы ТГДУ; Отказ от маслосистемы работы уплотнения; Повышение надежности работы уплотнения; Снижение эксплуатационных затрат; Повышение качества транспортируемого газа; Простота переоборудования нагнетателя; Уплотнения роторов должны обеспечивать: Работоспособность при взаимных осевых и радиальных перемещениях деталей статора и ротора во время работы нагнетателя; Заданную герметичность соединения в течение всего ресурса; Минимально возможное трение, изнашивание и тепловыделение; Продукты износа не должны попадать в разделенные среды, а отводится наружу; Работоспособность узла после длительного хранения; Технологичность изготовления и сборки элементов нагнетателя; Постоянно повышающиеся требования к надежности, герметичности и весу уплотнений; Основным требованием к ТГДУ является малая изнашиваемость пары трения при малых утечках на всех режимах работы нагнетателя. Эффект от применения ТГДУ – повышение надежности и уменьшение эксплуатационных затрат. Показатели эффективности внедрения «сухого» уплотнения (ТГДУ): Снижение расхода топливного газа; Снижение расхода турбинного масла (безвозвратные потери); Уменьшение затрат на капитальный и текущий ремонт; Сокращение расхода вспомогательных материалов; Улучшение экологических показателей; Повышение культуры производства; |