22. Компрессорные станции (кс). Подбор газоперекачивающего оборудования для кс.

10. Компрессорные станции (кс). Подбор газоперекачивающего оборудования для кс.

На магистральных газопроводах сооружают компрессорные станции (КС), предназначенные для повышения давления газа до величин, определяемых прочностью труб и оборудования. Такие КС называют промежуточными. Компрессорные станции являются составной частью магистральных газопроводов, по которым осуществляется транспортировка природного газа от промыслов к потребителям. Они предназначены для увеличения производительности газопроводов, что достигается путём повышения давления газа на выходе из станции за счёт его сжатия. Кроме того, осуществляется очистка и охлаждение газа, так как при сжатии он нагревается. Применяют два вида КС, имеющих разные технологические схемы: КС, оборудованные газомоторными поршневыми компрессорами (ГМК); КС, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок (ГТУ) или электродвигателей. На сегодняшний день общая установленная мощность КС в нашей стране составляет около 42млн. кВт.

Компрессорные станции с поршневыми газоперекачивающими агрегатами (ГПА) нашли широкое применение на магистральных газопроводах и станциях подземного хранения газа (СПХГ).

В настоящее время на КС магистральных газопроводов поршневые ГПА заменяются центробежными ГПА с авиационным приводом различных отечественных производителей.

Основными производственными задачами КС заключаются в обеспечении надёжной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, теплоэлектросилового, технологического и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме транспорта газа.

Когда компрессорная станция не работает, газ транспортируется только по газопроводу, минуя КС, тогда запорная арматура на входе и выходе станции закрывается (кр.7, 8), а открывается проходной кран (кр. 20).Максимальное давление газа на входе в КС составляет 50кгс/см², а на выходе – 75кгс/см². Температура газа на выходе не должна превышать 70ºC. В настоящее время, для более эффективного транспорта газа температура на входе КС 10-20ºC, на выходе КС 35-40ºC, после АВО 25-30ºC. В зависимости от мощности и числа газоперекачивающих агрегатов КС способна перекачивать от 50 до 150млн. м³ газа в сутки.

Технологическая схема КС зависит от выбранного типа оборудования, числа параллельно работающих групп, производительности газопровода. Она включает в себя газопроводы технологического, топливного, пускового, и мпульсного и бытового газов. Транспортируемый в пределах КС природный газ называется технологическим, импульсный, пусковой и топливный газ используется для собственных нужд станции.

В них входят установки для очистки газа от пыли, холодильники для его охлаждения, маслоуловители и маслосборники. Общая установочная мощность поршневых ГПА составляет около 1млн. кВт, причём 80% ГМК составляют 10ГК и 10ГКНА. На рис. 11. приведена технологическая схема КС, оборудованная ГМК.

Рис.11. Технологическая схема КС, оборудованная ГМК

Газ, поступая из газопровода 1, проходит очистку в пылеуловителях 2 и направляется в коллектор 3, откуда поступает на ГМК 6. Сжатый газ направляется в нагнетательный коллектор 5, а затем при необходимости в оросительный холодильник 7 или на осушку 8. После этого газ поступает на одоризацию 9 и замерный участок 10 и далее в магистральный газопровод. Для улавливания масла установлены маслоуловители 4. В данной схеме все ГМК подключены параллельно, и при необходимости каждый из них может быть выведен в резерв.

Основным приводом ГПА в нашей стране являются газотурбинные установки, мощность которых составляет около 85% от общей мощности КС. В результате технико-экономических обоснований принят следующий ряд мощностей, обеспечивающих оптимальные параметры компрессорных станций в диапазоне диаметров от 700 до 1400мм: 6,3; 10; 16; 25 тыс. кВт.

В настоящее время ведётся монтаж на КС «Вавожская» ГПА «Ладога-32», который будет использован при сооружении МГ «Бованенково – Ухта».

На КС газопроводов используются агрегаты и импортного производства. На ОАО «Люлька-Сатурн» было образовано совместное предприятие с фирмой «Нуово-Пиньоне» (Италия) по созданию ГПА PGT-21S с двигателем АЛ-31СТ. ОАО «Невский завод» (г.Санкт-Петербург) тесно сотрудничает с концерном Сименс АГ по производству агрегата мощностью 25МВт на базе турбин GT-10. А НПО «Искра» совместно с фирмой «Мицубиси Хэви Индастриз» с 2002 года ведёт разработку документации центробежных компрессоров. Также в ГПА серии «Урал» применяются центробежные нагнетатели (ЦБН) и СПЧ фирм «Термодин» (Франция), «Борзиг» (Германия) и ОАО «СНПО им.М.В.Фрунзе» (Украина).

Одно из перспективных направлений – создание и освоение в серийное производство «сухих» (безмасляных) компрессоров с «сухими» газодинамическими уплотнениями и магнитными подвесами ротора.

В качестве привода центробежных нагнетателей используются и электродвигатели, например, АЗ-4500-1500, СТМ-4000-2, СТД-4000-2, СДСЗ-4500-1500, которые подключаются к нагнетателям через повышающий редуктор. Мощность применяемых электродвигателей составляет около 12% от общей мощности КС.

Компрессорные станции магистральных газопроводов делятся на головные (ГКС) и промежуточные (линейные) (КС).

Объекты КС условно можно разбить на две группы: для технологических и подсобно-вспомогательных операций.

К первой группе относятся узлы: очистки газа от механических примесей и жидкости; компримирования газа; охлаждения газа.

Ко второй группе относят: узел редуцирования давления пускового и топливного газов и газа на собственные нужды; трансформаторную подстанцию или электростанцию для собственных нужд; котельную; установку утилизации тепла; склад горюче-смазочных материалов (ГСМ); ремонтно-эксплуатационный блок (РЭБ); службу связи; служебно-эксплуатационный блок (СЭБ); объекты водоснабжения; очистные сооружения и канализация.

В комплекс КС входят: котельные, общестанционные системы водоснабжения и канализации с насосными станциями, электростанции собственных нужд или трансформаторные подстанции, узлы дальней и внутренней связи, автотранспортные парки, механические мастерские, различные административно-хозяйственные сооружения. Кроме того, в состав КС входит химическая лаборатория для периодического анализа масла, воды и, если необходимо, других рабочих веществ, систематически проверяет загазованность объектов и плотность транспортируемого газа. Головные КС оснащаются сооружениями и оборудованием для осушки, очистки от вредных примесей.

На рис.12 представлен общий вид КС в блочном исполнении

Рис. 12. КС в блочном исполнении ГПУ-16

ХАРАКТЕРИСТИКА КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ

Промежуточная (или линейная) компрессорная станция предназначена для обеспечения расчётной пропускной способности магистральных газопро­водов за счёт повышения давления газа на выходе компрессорной станции с помощью различных типов газоперекачивающих агрегатов.

Компрессорная станция состоит из одного или нескольких компрес­сорных цехов, в которых осуществляется основной технологический процесс, а также вспомогательных систем и служб.

К вспомогательным относятся:

• система связи;

• система энерговодоснабжения и электростанция собственных нужд;

• система хранения, подготовки и раздачи горюче- смазочных ма­териалов;

• система теплоснабжения;

• склады для хранения материалов и оборудования;

• автогараж;

• административно-хозяйственные и служебно-эксплуатационные помещения;

- система электрохимзащиты объектов компрессорной станции. Основным технологическим объектом компрессорной станции являет­ся компрессорный цех с газоперекачивающими агрегатами, установленными в общем или индивидуальных зданиях. На компрессорной станции может быть несколько компрессорных цехов с различными типами газоперекачи­вающих агрегатов. Обычно число компрессорных цехов на компрессорной станции соответствует числу ниток магистрального газопровода, подходящих к компрессорной станции. После прокладки первой нитки газопровода компрессорная станция имеет один компрессорный цех. При развитии газо­провода, в результате прокладки новых ниток, а также кольцевании и пересе­чении с другими газопроводами на компрессорных станциях строятся новые компрессорные цеха. Таким образом, компрессорную станцию магистральных газопроводов следует рассматривать как объект, постоянно изменяющийся в процессе эксплуатации: одноцеховая компрессорная станция со временем может стать многоцеховой или подвергнуться реконструкции при замене газоперекачивающих агрегатов или другого оборудования. В зависимости от требуемой пропускной способности магистральных газопро­водов выбирается тип и мощность газоперекачивающих агрегатов. В одном компрессорном цехе может быть установлено от 3 до 14 газоперекачиваю­щих агрегатов.

В компрессорных цехах осуществляются следующие основные техно­логические процессы:

• очистка транспортируемого газа от механических и жидких при­месей;

• сжатие газа в центробежных нагнетателях;

• охлаждение газа после сжатия в охладительных устройствах;

• измерение и контроль технологических параметров;

• управление режимом работы газопровода путём изменения коли­чества работающих газоперекачивающих агрегатов и режимного состоя­ния самих газоперекачиваемых агрегатов.

В состав компрессорных цехов входят следующие основные устройст­ва и сооружения:

• узел подключения компрессорного цеха к нитке магистрального газопровода с запорной арматурой и установкой для запуска и приёма очистного поршня;

• технологические газовые коммуникации с запорной арматурой;

• установка очистки технологического газа;

• газоперекачивающие агрегаты;

• установка охлаждения газа после его компримирования;

• системы топливного, пускового, импульсного газа и газа собст­венных нужд;

• система автоматического управления газоперекачивающих агре­гатов и компрессорных цехов;

• система маслоснабжения компрессорных цехов и газоперекачи­вающих агрегатов;

• система пожаротушения и вентиляции.

На компрессорных станциях используют одноступенчатые (с пол­нонапорными нагнетателями) и двухступенчатые (с неполнонапорными нагнетателями) схемы компримирования газа. На дожимных компрессор­ных станциях встречаются схемы с трёхступенчатым сжатием.

Ранее заводами конструировались и выпускались в основном цен­тробежные нагнетатели в одноступенчатом исполнении со степенью сжа­тия 1,22- 1,24. Неполнонапорные нагнетатели устанавливались на ком­прессорных станциях с газоперекачивающими агрегатами с газотурбин­ным приводом или электроприводом.

Необходимую степень сжатия равную 1,45 получают последова­тельным включением двух неполнонапорных центробежных нагнетате­лей, которые образуют группу. Группа газоперекачивающих агрегатов со­стоит из двух нагнетателей типов "370" и "280" , Н- 300, соединённых по­следовательно по газу с помощью крановой технологической обвязки. Расчётная степень сжатия обеспечивается за вторым по ходу газа нагнета­телем.

К газоперекачивающим агрегатам с неполнонапорными нагнетате­лями относятся:

• ГТ-700-5НЗЛсН-280-12-4;

• ГТ- 750- 6 НЗЛ с Н- 370- 14- 1 или Н 370- 17-1;

• ГТ- 6- 750 ТМЗ с Н- 300- 1,23;

• ГТК-5 с Н-260-13-2;

• ГПУ- 10 с Н- 370- 18-1.

В качестве энергопривода компрессорных станций эксплуатируются:

• газомотокомпрессоры с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, работающих на газе;

• электродвигатели с центробежными нагнетателями;

• газотурбинные установки различных схем и конструкций с цен­тробежными нагнетателями.

Газотурбинный привод распределяется по мощности следующим обра­зом: стационарные газотурбинные установки- 69,3%; газотурбинные уста­новки авиационного типа- 23,9%; судовые газотурбинные установки- 6,8% . Вид привода определяется в основном пропускной способностью магист­рального газопровода. Для магистрального газопровода небольшой пропуск­ной способности на компрессорной станции целесообразно использовать поршневые газомотокомпрессоры. Для магистральных газопроводов с про­пускной способностью более 20- 30 млн. м³ /сут наиболее эффективны цен­тробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или элек­тродвигателя.

Газомотокомпрессора - тихоходные машины с числом оборотов 300- 350 об/мин. Имеют высокий КПД привода (35- 40%), возможность по­лучения большой степени сжатия, возможность работы поршневого компрес­сора при широком диапазоне компримирующего газа. Недостатки газомото-компрессоров: малые агрегатная мощность (от 220 до 5515 кВт) и подача га­за, сложность конструкции, большая металлоёмкость, относительно неболь­шой моторесурс.

Наиболее перспективная область применения газомотокомпрессоров -подземные хранилища газа и станции низкотемпературной сепарации (для извлечения жидких углеводородов).

Схемы компрессорных станций с газомотокомпрессорами имеют сле­дующие особенности:

• в компрессорах многоступенчатого сжатия газ после каждой сту­пени охлаждается, очищается от масла и конденсата, то есть после каждой ступени устанавливается маслоотделитель с продувочной ёмкостью, хо­лодильник, сепаратор высокого давления;

• после компрессора устанавливаются вспомогательные ёмкости ресиверы газосборники. Поршневые компрессоры нагнетают газ порция­ми, образуя пульсирующие потоки газа с переменным давлением. Это снижает подачу, повышает расход мощности, по причине вибрации раз­рушает фундаменты компрессоров и трубопроводы, может явиться при­чиной аварии. Ресиверы или газосборники устанавливают для выравнива­ния давления газа после поршневого компрессора на пути газа в магистральный газопровод.

Выбор между газотурбинными установками и электроприводом цен­тробежных нагнетателей определяется территориальным расположением компрессорной станции. Обычно компрессорные станции с электропривод­ными газоперекачивающими агрегатами строятся на газопроводах, проходя­щих через районы с развитой электроэнергетикой, имеющие резервы элек­троэнергии. По своей надёжности и другим эксплуатационным качествам

электроприводные газоперекачивающие агрегаты, несмотря на зависимость их от внешних источников питания, существенно превосходят другие типы газоперекачивающих агрегатов. Тем более, что при использовании электро­привода экономятся топливо - энергетические ресурсы. Дальнейшее развитие электроприводные газоперекачивающие агрегаты получат при широком ис­пользовании электродвигателей с регулируемой частотой оборотов.

Если рядом находится мощная электростанция, питание компрессор­ной станции с электроприводом может, осуществляется от электростанции при помощи кабельных линий на генератором напряжении (6- 10 кВ).

К основным преимуществам электроприводных газоперекачивающих агрегатов можно отнести большой моторесурс, простоту автоматизации и управления, повышенную культуру эксплуатации и экологической безопас­ности. Упрощаются условия автоматизации управления технологическими процессами компрессорной станции, сокращается численность персонала, улучшаются условия труда рабочих (меньше шум, вибрация, запылённость воздуха газом или парами масла). Они также характеризуются пониженной пожароопасносью, независимостью мощности привода от времени года и времени эксплуатации.

К недостаткам можно отнести необходимость относительно дешёвой электроэнергии в районе компрессорной станции, слабую приспособленность к переменным режимам работы из- за постоянной частоты оборотов. При строительстве линий электропередач и других систем энергоустройетва не­обходимы большие капитальные затраты.

Наибольшее применение нашли газоперекачивающие агрегаты с газо­турбинным приводом, поскольку источникам энергии для него служит пере­качиваемый газ. Газовые турбины имеют следующие положительные качест­ва: относительно высокий КПД, большую мощность в единичном газопере­качивающем агрегате.

Широко распространены стационарные газотурбинные установки с ре­генерацией и без регенерации теплоты отходящих газов, конвертированные авиационные и судовые установки, комбинированные газотурбинные уста­новки из авиационного двигателя, выполняющего роль газогенератора и ста­ционарной силовой турбины. По сравнению с газомотокомпрессорами газо­турбинные установки имеют более простую конструкцию, большую единич­ную мощность, полностью уравновешены, хорошо поддаются автоматиза­ции, имеют малый удельный вес на единицу мощности и относительно не­большие габаритные размеры.

Основные недостатки: умеренная экономичность и заметное влияние переменного режима работы на КПД газотурбинной установки, а, следова­тельно, и на расход газа на нужды компрессорной станции. По сравнению с электроприводными газотурбинные установки - это автономный вид приво­да, так как в качестве топлива используется газ, который перекачивают.

Применение авиационных газотурбинных двигателей позволяет соз­дать мобильные, блочные (и современные стационарные газотурбинные ус-

тановки - блочного типа) газоперекачивающие агрегаты без сооружения гро­моздких и дорогих помещений для компрессорных станций.

Сегодня для обновления парка газоперекачивающих агрегатов и ново­го строительства, газовая промышленность может использовать оборудова­ние из разных источников:

• новое поколение газовых турбин, создаваемых на базе конверси­онного потенциала России и СНГ;

• продукцию совместного производства отечественных и зарубеж­ных фирм;

• продукцию ведущих зарубежных фирм.

Технические особенности новых газоперекачивающих агрегатов по­зволяют обеспечить современный уровень основных эксплуатационных по­казателей и включают в себя:

• приспособленность конструкции к перевооружению эксплуати­руемых агрегатов с минимальными затратами в разных вариантах ( замена привода, установка на существующие фундаменты в эксплуатируемых цехах или индивидуальных зданиях, замена блочно- контейнерного газопе­рекачивающего агрегата на существующей площадке и другие );

• блочно - комплектность и заводскую готовность;

• экономичность газотурбинных установок на уровне 31- 37% (в зависимости от единичной мощности);

• унификацию приводов и газовых компрессоров, обеспечивающих их использование в различных комбинациях, а также унификацию с агре­гатами для электростанций;

• автономность газоперекачивающих агрегатов по электроснабже­нию на рабочем режиме;

• надёжность на уровне, обеспечивающем оптимальную и эконо­мичную программу технического обслуживания;

• улучшенные экологические характеристики;

• возможность дальнейшей эволюции конструкции в течении всего срока серийного производства.

Сейчас газоперекачивающие агрегаты нового поколения доводятся до состояния массовой товарной продукции и будут производиться не менее 15 лет. Причём в процессе серийного производства все основные характери­стики - экономичность, надёжность, экологические показатели - должны по­степенно улучшаться.

За последнее время работы по реконструкции охватили 1,95 млн. кВт компрессорных станций.

• Основные технологические и технические принципы реконструкции компрессорных станций предусматривают: укрупнение единичных мощно­стей агрегатов, приоритет требований экологии и безопасности труда, пере­вод на полнонапорную (параллельную) технологическую схему включения нагнетателей газа, максимальное использование существующего вспомога­тельного оборудования, сокращение резерва, использование типовых проек­тов. Применяются следующие варианты реконструкций: модернизация газотурбинных установок (перевод на регенера­ тивный цикл, поузловая реновация, продление ресурса и другое);

• замена газоперекачивающих агрегатов в общем или индивиду­альном здании в модификациях: замена привода с сохранением существующего центробежного нагнетателя газа; замена привода с использованием новой проточной части центробежного нагнетателя газа в его старом корпусе, возможно, с увеличением мощности; замена газоперекачивающе­го агрегата;

• замена двигателя в существующем контейнере;

• замен контейнерного газоперекачивающего агрегата на сущест­вующей фундаментной площадке, возможно, с увеличением мощности;

• строительство нового цеха.

Дальнейшее развитие газотурбинных технологий требует улучшения потребительских качеств агрегатов. Поскольку в России потребности в газо­турбинных установках будут сосредоточены не только в транспорте газа, же­лательна универсальность конструкций для разных направлений использова­ния: дожимные компрессорные станции, станции охлаждения, сайклинг -процесс, морские платформы, заводы сжижения газа, малые месторождения (компримирование и электроэнергетика), электростанции.

ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ КС

Система очистки технологического газа компрессорного цеха

Наличие различных примесей приводит к износу газопровода, запор­ной арматуры, рабочих колёс нагнетателей, к нарушению работы контрольно - измерительных приборов, способствует образованию кристаллогидратов в газопроводе, арматуре и аппаратах.

На линейных компрессорных станциях для очистки газа используют масляные или циклонные пылеуловители. Масляные пылеуловители выпол­няются в виде вертикальных сосудов большого диаметра, рассчитанных на полное рабочее давление газа.

Несмотря на более высокую очистку газа, из- за сложности обслужива­ния масленых пылеуловителей их вытесняют циклонные пылеуловители. Меньшая эффективность очистки в циклонных пылеуловителях вынуждает ставить за ними фильтры- сепараторы, в которых газ пропускается через тон­кий слой специально обработанного стекловолокна ( фильтрующий слой по мере загрязнения заменяется).

Технологическая схема блока пылеуловителей

Газ из магистрального газопровода поступает во входной коллектор блока пылеуловителей. В блоке подключаются параллельно 3- 6 и более пы­леуловителей (рисунок 1). На входном и выходном трубопроводах установ­лены отключающие краны, с помощью которых производится отключение пылеуловителей для технического обслуживания и ремонта. Продувка и за­полнение пылеуловителей перед пуском производится через байпас входного крана. Сброс газа из пылеуловителя производится через свечу на выходном трубопроводе. Очищенный газ из пылеуловителей через выходной коллектор подаётся в компрессорный цех к центробежным нагнетателям.

Очистка газа в циклонных пылеуловителях

Циклонные пылеуловители используют инерционные силы взвешен­ных частиц. В циклонных пылеуловителях одновременно очищают газ от мехпримесей, грязи и конденсата. Эффективность очистки составляет 85- 98% и зависит от расхода газа и конструкции циклонов. С уменьшением диаметра циклонов качество очистки возрастает. Поэтому современные ци­клонные пылеуловители являются батарейными, объединяющими в общем, корпусе группу циклонов малого диаметра. Обслуживание мультициклонных пылеуловителей проще, чем масляных. Но из- за больших скоростей потока, необходимых для инерционного удаления частиц, они повреждаются песком, при этом их эффективность снижается. В зимнее время пылеуловители под­вержены гидратообразованию. Гидравлическое сопротивление их ниже, чем масляных.

Циклонный пылеуловитель (рисунок 4) состоит из двух секций: ниж­ней - отбойной и верхней - осадительной, где происходит окончательная очи­стка газа от примесей. В нижней секции находятся циклонные трубы, укреп­лённые в перегородке и в крышке конусной ёмкости, предназначенной для сброса осаждающейся пыли, влаги, конденсата и прочих примесей, а также подогреватель, предназначенный для разогрева и превращения в жидкую фа­зу кристаллогидратной массы, оседающей в нижней части пылеуловителя.

В верхней осадительной секции укреплена металлическая решётка, с помощью которой происходит окончательная очистка газа. На пылеуловите­ле имеются: штуцер для установки манометра, патрубки для удаления из нижней части пылеуловителя грязи и конденсата, патрубки для входа и вы­хода газа, люки- лазы, предназначенные для внутренних осмотров и очистки.

Работа пылеуловителя происходит следующим образом. Очищаемый газ поступает в нижнюю - отбойную секцию через входной патрубок и, уда­ряясь о стенки пылеуловителя и конусной ёмкости, меняет направление, поднимаясь вверх к циклонным трубкам. Наиболее крупные частицы выпадают на дно сосуда. Далее газ подводится по касательной к цилиндрической части циклонных трубок и совершает вращательное движение вокруг внут­ренней трубы. Под действием центробежной силы, развиваемой при враща­тельном движении газа, твёрдые частицы и капли жидкости отбрасываются от центра к перифирии, осаждаются на стенки, а затем стекают в коническую ёмкость. Из циклонных трубок газ поступает в верхнюю осадительную сек­цию, где окончательно очищается, проходя через металлическую решётку. Очищенный газ через патрубок выходит в газопровод.

Рисунок 4 Фильтр - сепаратор

Фильтр - сепаратор предназначен для удаления жидкости и мехпри-месей из технологического газа. Состоит из двух секций: секции очистки от мехпримесей и секции улавливания жидкости, разделённых глухой перего­родкой. Фильтр имеет два дренажных патрубка, жёстко соединённых с конденсатосборником, разделённым глухой перегородкой на два отсека: для приёма жидкостей и мехпримесей, которые затем удаляются через автомати­ческую систему дренирования.

Фильтр работает следующим образом (рисунок 5). Газ через входной патрубок и отбойный козырёк поступает в фильтрующую секцию, где проис­ходит очистка от мехпримесей. Затем через перфорированные отверстия в корпусе фильтрующих патронов поступает во вторую секцию. В секции туманоотделителя влага, которая находится в газе в виде мелкой пыли, улав-

ливается сетчатыми пакетами, коагулируется и стекает через дренажный пат­рубок в конденсатосборник. Для обеспечения устойчивой работы в зимнее время сепаратор снабжён электрообогревом нижней части аппарата, конденсатосборника и его контрольно- измерительных приборов.

В конденсатосборник

Рисунок 5

Подготовка топливного, импульсного и пускового газа

Система пускового и топливного газа предназначена:

• для подачи пускового газа к турбодетандеру с целью запуска га­зотурбинной установки;

• подачи топливного газа в камеру сгорания газоперекачивающего агрегата с требуемым давлением в необходимом количестве.

Отбор газа в систему производится из разных участков технологиче­ских коммуникаций компрессорного цеха:

• из магистрального газопровода на узле подключения перед секу­щим краном 20;

• из магистрального газопровода на узле подключения за краном 20;

• из коллектора импульсного газа, подключённого к входному или выходному газопроводу цеха. Отбор газа из выходного шлейфа произво­дится после пылеуловителей, а отбор газа из выходного шлейфа перед аппаратами воздушного охлаждения газа.

В систему пускового и топливного газа входит следующее оборудова­ние:

- трубопроводы и коллекторы с продувочными и дренажными уст­ройствами;

- запорная арматура с ручным и автоматическим управлением;

• узел редуцирования пускового и топливного газа -блок топлив­ного и пускового газа (БТПГ);

• блок сепараторов низкого давления (для дополнительной осушки топливного газа перед компрессорной станцией )- СНД;

• узел замера расхода топливного газа;

• подогреватель топливного газа (ПТГ);

• контрольно- измерительные приборы и автоматика (КИПиА).

• по коллектору отбора попадает в блок подготовки топливного и пусково­го газа, где делится на два потока - пусковой газ и топливный газ. Пусковой газ редуцируется в регуляторах, его давление снижается до 15 кгс/смг. Затем газ поступает в цеховой коллектор пускового газа и далее через кран 11 к турбодетандеру газоперекачивающего агрегата.

• Затем газ поступает в сепаратор низкого давления, где проходит по­вторную очистку от выделившейся влаги и далее по коллектору через второй блок замера к камере сгорания по трубопроводу топливного газа через кран.

На участках между отключающими кранами 11 и 12 и турбодетандером и стопорным клапаном предусмотрен отвод газа в атмосферу через свечи 10 и 9. Отключившие краны сблокированы с кранами- свечами так, чтобы при закрытии крана 11 или 12 открывались свечи 10 и 9, предотвращая попадание газа в неработающий турбодетандер или газовую турбину. Свечи использу­ются также для продувки и стравливания газа из трубопроводов топливного и пускового газа.

• Узел редуцирования блока подготовки топливного и пускового га-

за

• Узел редуцирования компонуется в виде единого транспортабельного блока в новых компрессорных цехах. Может быть два блока топливного и пускового газа - рабочий и резервный. Оборудование находится в специаль­ном отапливаемом здании.

• В зарубежных газоперекачивающих агрегатах чаще используется не общецеховая, а отдельная для каждого газоперекачивающего агрегата систе­ма пускового и топливного газа.

• Блок подготовки топливного и пускового газа предназначен для сни­жения высокого давления газа до заданного низкого давления и поддержания его с заданной точностью при изменении расхода и давления газа на входе в блок подготовки топливного и пускового газа. Включает в себя газорегули-рующую арматуру, предохранительные клапаны и запорную арматуру,

фильтры, систему защитной автоматики и сигнализации, контрольно- изме­рительные приборы.

Блок подготовки топливного и пускового газа состоит из следующих частей:

• редуцирующая часть топливного газа;

• редуцирующая часть пускового газа;

• система "Защита- 2".

Редуцирующая часть топливного газа состоит из двух ниток равноцен­ных по оборудованию и пропускной способности. На входе каждой редуци­рующей нитки расположены краны с пневмоприводом, управляемые систе­мой защиты. Перед регуляторами давления газ очищается от мехпримесей в сетчатых фильтрах. Газ с высоким давлением поступает на вход регуляторов давления, в которых давление снижается до необходимой величины.

Регуляторы давления на всех нитках топливного газа настроены на од­но и то же давление выхода. На выходе расположены краны с ручным приво­дом, предназначенные для отключения ниток при ремонте оборудования. В общем коллекторе, объединяющем выходы редуцирующих ниток - топливно­го и пускового газа, установлен трёхходовой кран. В зависимости от положе­ния пробки трёхходового крана к выходной трубе подключён один из двух предохранительных клапанов, другой предохранительный клапан - резерв­ный. Предохранительные клапаны защищают газоперекачивающий агрегат от недопустимого повышения давления в случае несрабатывания системы "Защита".

При нормальном режиме работы блок подготовки топливного и пуско­вого газа одна нитка - "рабочая", кран с пневмоприводом на входе открыт; вторая - "резервная", её кран - закрыт.

При неисправности, когда давление топливного газа на выходе откло­нилось от установленной величины до уставок датчиков "Защиты", происхо­дит автоматическое переключение редуцирующих ниток и давление на вы­ходе восстанавливается.

Система "Защита- 2" состоит из следующих элементов:

• щита, в котором имеется датчик номинального давления выхода, датчик низкого давления и датчик высокого давления, элементы логиче­ской схемы;

• узлов управления пневмоприводными кранами редуцирующих ниток.

Система работает следующим образом. Газ на питание системы пода­ётся с входа блока подготовки топливного и пускового газа с давлением, сниженным в редукторе. Понижение давления выхода топливного газа до ус­тавки датчика низкого давления приводит к открытию пневмоприводного крана на входе резервной нитки. Блок подготовки топливного и пускового газа переходит в режим "две нитки в работе". Выдержка времени 10 секунд предотвращает ложное срабатывание "Защиты" при кратковременном пони­жении давления. Если давление выхода топливного газа повысится и достиг­нет уставки датчика высокого давления, то входной кран на рабочую нитку

закроется. При закрытых редуцирующих нитках и наличии отбора газа с вы­хода давление будет понижаться. При достижении выходным давлением но­минального значения срабатывает датчик номинального давления и открыва­ется исправная резервная нитка.

Система импульсного газа компрессорной станции

Система импульсного газа предназначена для подачи газа:

• к контрольно- измерительным приборам и регулируемым прибо­рам и аппаратам для подачи командных импульсов;

• на управление пневмоприводными кранами технологического га­за, пускового газа, топливного газа и кранами газоперекачивающих агре­гатов;

• для набивки пневмокранов смазкой. Она включает в себя:

• трубопроводы и коллекторы импульсного газа;

• запорную, регулирующую и предохранительную арматуру;

• свечи для стравливания газа;

• сепараторы высокого давления, вымораживатели, фильтры- осу­шители, адсорберы;

• трубные проводки и гибкие резиновые шланги;

• узел замера расхода газа.

Система импульсного газа работает следующим образом. Газ от точки отбора через блок сепараторов высокого давления, для замера расхода газа и задвижку импульсного газа поступает в блок адсорберов. Затем разделяется на два потока. Одна часть- газ импульсный высокого давления с давлением 55- 76 кгс/см² поступает на управление пневмоприводными кранами ком­прессорной станции и газоперекачивающих агрегатов ( краны с большими проходными сечениями). Другая - газ импульсный низкого давления прохо­дит через редуктор давления, давление снижается до 15- 25 кгс/см² и посту­пает на управление пневмоприводными кранами малого диаметра и в систе­мы автоматики и сигнализации.

Импульсный газ дополнительно очищается и осушается, чтобы исклю­чить заедание и обмерзание исполнительных органов арматуры и приборов. Существует две ступени очистки и осушки. В первой ступени используются сепараторы высокого давления, вымораживатели и фильтры- осушители; во второй ступени- адсорберы. В качестве сосудов высокого давления исполь­зуются циклонные сепараторы фильтр - сепараторы.

Вымораживатели

В зимнее время осушка импульсного газа производится в вымораживателях. Вымораживатель представляет собой сосуд высокого давления, по объёму в несколько раз превышающий максимально возможный расход им­пульсного газа. В вымораживателе газ принимает температуру наружного воздуха, и влага через некоторое время выпадает на дно в виде снега и льда. Внутри находится подогреватель для растаивания осадков и удаления их че-

рез нижний патрубок. Подогрев осуществляется тёплым газом с выхода ком­прессорного цеха, затем газ возвращается на вход компрессорного цеха. Пре­дусмотрен байпас - обводная труба, проходящая мимо вымораживателя.

Адсорберы

Осушка газа в адсорберах осуществляется в любое время года. Суще­ствует два адсорбера - рабочий и резервный. Адсорберы заполнены твёрдым влагопоглотителем, который адсорбирует влагу из газа. В качестве сорбента используется гранулированный мелкопористый силикагель марки КСМ. Он способен понизить точку росы на 50- 60°С и в зависимости от относительной влажности газа поглотить водяных паров от 9 до 35% собственного веса. При достижении предельной влажности силикагель теряет способность погло­щать влагу, меняет цвет. Для возобновления свойств через него пропускают продукты сгорания или горячий воздух. При повышении температуры газа выше 30°С и снижении влагосодержания газа нерационально применять си­ликагель. Для осушки газа также могут применяться алюмогель, активиро­ванный боксит, молекулярные сита.

Система газа на собственные нужды компрессорной станции предна­значена для подачи топлива в котельную для обогрева помещений, снабже­ния горячей водой компрессорной станции и жилого посёлка. Имеет блок ре­дуцирования газа на собственные нужды, который работает аналогично блок подготовки топливного и пускового газа.

Система охлаждения технологического газа компрессорного цеха

Раньше охлаждение газа на линейных компрессорных станциях не про­водили. Предельная температура газа была определена в пределах 60- 70°С по теплостойкости изоляции труб. Охлаждение транспортируемого газа осу­ществлялось только на головных компрессорных станциях, где использова­лись высокие степени сжатия, и на дожимных компрессорных станциях под­земных хранилищах газа, где применялись компрессоры - поршневые двига­тели с высокими степенями сжатия и, следовательно высокой температурой на выходе.

При вводе в эксплуатацию магистральных газопроводов большого диаметра, и особенно в южных районах страны из- за высокой температуры наружного воздуха, транспортируемый газ не успевает охлаждаться до тем­пературы грунта на участках между компрессорными станциями. При высо­кой температуре газа увеличивается расход энергии на транспорт газа (из- за увеличения объёмного расхода газа), наблюдается потеря устойчивости труб, их разрывы. Уменьшается надёжность линейной части магистрального газо­провода и, следовательно увеличивается себестоимость транспорта газа.

В настоящее время строятся и эксплуатируются магистральные газо­проводы в северных районах страны, некоторые участки газопроводов про­ходят в зоне многолетнемёрзлых грунтов, что приводит к необходимости ох­лаждения газа с целью уменьшения зон простаивания и повышения пропуск­ной способности и работоспособности газопровода. Таким образом, темпера-

тура охлаждения газа зависит от температуры грунта и режима работы газо­перекачивающих агрегатов. Обычно газ охлаждают до температуры 10°С -зимой, ЗО°С - летом.

Установки охлаждения газа

Охлаждение газа производится в холодильниках разных конструкций; кожотрубных, "труба в трубе", оросительных, воздушных, компрессорных холодильных машинах (где воздух и газ сжимаются, затем поступают в хо­лодильную камеру и, расширяясь, понижают свою температуру, охлаждая при этом транспортируемый газ), абсорбирующих холодильных машинах. Если охлаждение газа осуществляется водой, то оборотная вода охлаждается в градирнях, брызгальных бассейнах, воздушных холодильниках или путём сброса её в источник водоснабжения.

Самое распространённое на компрессорных станциях - воздушное ох­лаждение газа, особенно в безводных и северных районах страны. При этом температура охлаждения газа ограничивается температурой наружного воз­духа летом.

Выбор схемы охлаждения газа на компрессорной станции зависит от места расположения компрессорной станции, количества транспортируемого газа, степени сжатия на компрессорной станции, температуры выхода газа, необходимой температуры охлаждения.

Аппараты воздушного охлаждения газа

Аппарат воздушного охлаждения газа - экологически чистое устройст­во, не загрязняет окружающую среду, уменьшает расход воды, не требует предварительной подготовки охлаждающего агента, снижает приведённые затраты на охлаждение.

Аппараты воздушного охлаждения состоят из следующих узлов:

• секций оребрённых теплообменных труб;

• вентиляторов с электроприводом;

• диффузоров и конфузоров;

• механизмы регулирования расхода воздуха;

• несущих конструкций.

Работает аппарат воздушного охлаждения следующим образом. На опорных металлоконструкциях закреплены трубчатые змеевиковые теплообменные секции. По трубам под рабочим проходит газ. Через межтрубное пространство принудительно с помощью двух вентиляторов с электроприво­дом прокачивается воздух. За счёт теплообмена с перемещаемым потоком воздуха происходит охлаждение.

Конструкции аппаратов воздушного охлаждения газа

Компоновка аппарат воздушного охлаждения газа зависит от взаимно­го расположения теплообменных секций и вентилятора. Теплообменные сек­ции могут располагаться вертикально, горизонтально, наклонно и зигзагооб­разно. В результате существуют различные компоновки: АВГ - горизонталь ная, ABB - вертикальная, АВЗ - зигзагообразная, АВШ - шатровая, АВМ -малопоточная.

Чаще всего используются аппараты воздушного охлаждения горизон­тального типа, так как эта компоновка упрощает монтажно - ремонтные ра­боты, обеспечивает более равномерное распределение воздуха по секциям. Недостаток этой компоновки в том, что она занимает большую площадь на компрессорной станции (рисунок 7).

Р исунок 7

Аппараты воздушного охлаждения вертикального типа на компрессор­ной станции практически не используются из- за неравномерной нагрузки на подшипники вентилятора и так как их тепловая эффективность зависит от скорости и направления ветра.

Применение аппаратов воздушного охлаждения шатрового типа со­кращает площадь теплообменного оборудования и обеспечивает вращение вентилятора в горизонтальной плоскости.

Перспективной схемой является зигзагообразное расположение секций. Такая схема сокращает площадь для размещения аппаратов, обеспечивает го­ризонтальное положение вентилятора, лёгкость монтажа и обслуживания.

Вентиляторы в аппаратах воздушного охлаждения газа могут устанав­ливаться на всасывание и на нагнетание. Чаще применяется работа на нагне­тание в аппаратах воздушного охлаждения горизонтального типа.

Для выравнивания теплового потока, идущего от газа к воздуху (то есть для лучшего охлаждения), используется оребрение теплообменной по­верхности. Оребрение бывает поперечным и продольным, на практике обыч­но используют поперечное как более эффективное.

Поскольку коэффициент теплоотдачи со стороны теплоносителя внут­ри трубы обычно в 10- 200 раз больше представляется целесообразным ис- пользовать поверхность теплообмена с высоким отношением площади, кон­тактирующей с воздухом, к площади, омываемой другим теплоносителем. Трубы с высокими рёбрами удовлетворяют этим требованиям (площадь по­верхности в 15-25 раз больше, чем площадь поверхности внутренней трубы).

Рёбра, обычно аллюминиевые, могут быть просто запрессованы в неглу­бокие пазы на наружной поверхности трубы, которая изготовлена из любого металла, не подверженного коррозии. При этом, однако, из- за коррозии ухудшается сцепление ребра с трубой с возможным существенным снижени­ем теплоотдачи. Более предпочтительны рёбра с отбортовкой, поскольку при этом обеспечивается лучший контакт с трубой и лучшая защита от воздейст­вия атмосферы. Для сплошных рёбер, которые изготавливают из толсто­стенной алюминиевой трубы механической обработкой, проблемы коррозии не существует. Внутри оребрённой трубы может быть установлена внутрен­няя труба из любого требуемого для теплоносителя материала, при этом обеспечивается плотная посадка вкладыша в трубе. Для всех типов оребрённых труб существуют предельные температуры, при повышении которых на­рушается контакт между несущей трубой и вкладышем и возникает контакт­ное термическое сопротивление.

Коэффициент оребрения, равный отношению поверхности оребрённой трубы к наружной поверхности гладкой трубы по основанию рёбер, состав­ляет 9; 14 и более (до 23). Оребрение выполняется глубокой спиральной на­каткой труб из деформируемого алюминиевого сплава, а также завальцовкой в спиральную канавку на трубе или приваркой металлической ленты или на-прессовкой рёбер.

Широко применяют биметаллические трубы с накатанным оребрением, у которых, в зависимости от коррозионной активности и температуры охла­ждаемой среды, внутреннюю трубу выполняют из стали углеродистой или легированной, либо из латуни. Для защиты от атмосферной коррозии трубы с оребрением из углеродистой стали оцинковывают снаружи. Внутренняя тру­ба биметаллических труб имеет размер 25*2 мм.

Обычно трубы соединяют с трубной решёткой на развальцовке. Раз-вальцовочное соединение должно обеспечить необходимые прочность и плотность. Прочность соединения оценивают усилием вырывания трубы из гнезда, плотность - давлением среды, до которого сохраняется герметич­ность. При развальцовке конец трубы обычно выступает на 3- 5мм из гнезда. Это повышает прочность и плотность соединения. Для повышения прочности и плотности развальцовку выполняют с разбортовкой конца трубы. Длина разбортованного конца трубы примерно равна толщине стенки трубы. "Колокольчик" разбортовки должен начинаться у кромки отверстия, иначе разбортовка будет не эффективной. Для того чтобы основание колокольчика не повреждали острые края кромки отверстия, в последнем снимают фаску размером 1 - 2мм.

При развальцовке трубок в отверстиях с канавками значительно воз­растают сопротивление трубок выравниванию и герметичность соединения. В теплообменниках такую развальцовку сочетают обычно с разбортовкой.

Для обеспечения качественной развальцовки и возможности смены труб при ремонте решётки изготовляют из материала большей твёрдости, чем трубы. При этом форма гнезда в решётке при развальцовке не изменяется. Диаметр отверстия определяется допусками на размеры труб и отклонениями при изготовлении отверстий. В качественном развальцовочном соединении зазор между трубой и отверстием должен быть минимальным.

Трубы обычно развальцовывают на глубину 1,5мм или, если толщина решётки меньше этого значения, то на полную глубину отверстия. При этом со стороны межтрубного пространства оставляют не развальцованный поя­сок шириной Змм, чтобы не повредить трубу кромкой решётки. При толстых решётках развальцовку выполняют на глубину не менее 1,5мм и со стороны межтрубного пространства предусматривают развальцовку пояска трубы шириной 0,75мм. Это позволяет избежать проникновения среды в щель меж­ду трубой и решёткой и возникновения щелевой коррозии.

В случаях, когда требуется повышенная герметичность, трубы можно развальцовывать и обваривать. Обварка без развальцовки не рекомендуется, так как при этом возникают условия для щелевой коррозии, двусторонней коррозии сварного шва и появления в нём изгибных напряжений.

Оребрённые трубы собираются в пучки (от 2 до 8 рядов труб). Пучки образуют секции и выпускаются с различным числом ходов по трубному пространству.

У многоходовых аппаратов воздушного охлаждения в крышке преду­сматривают перегородки для обеспечения требуемого числа ходов. Перепад температур одной крышки многоходовой секции не должен превышать 100°С во избежание высоких термических напряжений.

Вентиляторы аппаратов воздушного охлаждения - осевые с высокой производительностью и малым гидравлическим напором. Окружные скоро­сти вращения лопастей вентиляторов не превышают 60- 65 м/с при диаметре лопастей от 2 метров и более во избежание разрывов лопастей.

Лопасти могут быть поворотными и неповоротными. Поворотные по­зволяют изменять расход воздуха, а это в свою очередь, позволяет регулиро­вать температуру газа с изменением температуры наружного воздуха.

Расход воздуха через аппарат воздушного охлаждения зависит от рас­положения секций, коэффициента оребрения, числа ходов, компоновки труб.

Для привода вентиляторов используются электродвигатели мощностью от 10 до 35 кВт и более. Электродвигатель соединяется с валом вентилятора муфтой через угловой редуктор или с помощью клиноремённой передачи, или вентилятор на валу электродвигателя.

Для расширения диапазона регулирования некоторые аппараты воз­душного охлаждения имеют систему увлажнения воздуха. Её включают в летние периоды эксплуатации при повышенной температуре наружного воз­духа.

Газ на установку охлаждения поступает по двум трубопроводам. Об­вязка аппарата воздушного охлаждения газа - коллекторная. Каждый аппарат воздушного охлаждения имеет отключающую арматуру и свечу для стравли- вания газа из аппарата. Предусмотрена подача газа по байпасу (обводной ли­нии) зимой или при ремонте аппаратов. Из установки газ выходит также по двум трубопроводам.

Количество аппаратов воздушного охлаждения газа на компрессорных станциях определяется гидравлическим и тепловым расчётом газопровода и составляет обычно от 8 до 15 штук. Если количество аппаратов воздушного охлаждения газа больше 12, то необходимо применять компенсаторы на входных и выходных коллекторах. При установке на слабых грунтах и не­равномерной посадке коллекторов компенсаторы делают и при количестве аппаратов воздушного охлаждения газа меньше 12.

Система маслоснабжения

Система масляного хозяйства снабжает маслом агрегаты, электриче­ские устройства и вспомогательные механизмы.

Общецеховая система маслоснабжения обеспечивает:

• прием, хранение и учет расхода масла;

• подачу чистого масла в мерную емкость и маслобаки ГПА;

• очистку масла (удаление воды и механических примесей);

• слив отработанного масла из маслобаков ГПА на склад ГСМ. В состав общецеховой системы маслоснабжения входит:

• резервный склад масел;

• насосная склада масел;

• блок-боксы откачки с маслоочистительными машинами;

• блок регенерации масляных фильтров;

• расходомерное устройство (мерная емкость);

- насосы, трубопроводы, трубопроводная арматура, фильтры. Часть общецеховой системы маслоснабжения показана на рис. Она

включает блок-бокс откачки масла с маслоочистительной машиной, блоки фильтров, коллекторы чистого масла, коллекторы отработанного масла.

Чистое масло из емкости склада ГСМ насосами склада ГСМ пода­ется по маслопроводу в мерную емкость и далее в цеховой коллектор. Из коллектора чистое масло поступает по маслопроводам в блок фильтров (БФ), установленных возле каждого ГПА, и далее в маслобаки нагнетате­ля и двигателя.

Отработанное масло, подлежащее очистке, подается по маслопро­водам из маслобаков двигателей, нагнетателей в коллектор и далее - в блок-бокс откачки на маслоочистительную машину (ПСМ). Очищенное масло от воды и механических примесей подается в коллектор и далее в маслобаки нагнетателей или на склад ГСМ.

Отработанное масло, которое по показателям качества не может быть использовано в дальнейшей эксплуатации, откачивается насосом в емкость отработанного масла склада ГСМ.

В системе смазки агрегатов ГПА-Ц-6,3 используется масло марки Тп22 ГОСТ 9972-74, допускается к использованию смесь: 50% ( по объе­му) трансформаторного масла ГОСТ 982-80 и 50% МС-20 ГОСТ 21743-76.

Общие требования к системе маслоснабжения и к качеству масла рассматриваются ниже.

Вся система маслопроводов после монтажа или ремонта (за­мена трубопроводов) должна быть подвергнута наружному осмотру и испытаниям на прочность и плотность в соответствии с проектом.

После испытания на прочность и плотность маслопроводы систе­мы должны быть продуты сжатым воздухом после продувки сжатым воз­духом вся система маслопроводов, кроме маслосистемы агрегатов, под­лежит прокачке (промывке) эксплуатационным маслом, подогретым

до 50-60°С, с помощью насосов склада ГСМ через фильтрующую сетку. Прокачка считается законченной тогда, когда анализ масла, взя­того на слив в емкость, покажет полное отсутствие механических приме­сей.

Перед вводом в эксплуатацию системы маслоснабжения все обо­рудование насосной склада ГСМ, блоков откачки масел, маслоочисти-тельных машин, запорная арматура, фильтры, емкости для хранения масла и запорная арматура на них должны быть отревизированы и налажены для нормальной работы.

Все емкости для хранения масла должны иметь опознавательные надписи, выполненные на видном месте, в которых должны быть указа­ны: номер емкости, объем емкости и марка масла.

Вся трубопроводная арматура в системе маслоснабжения должна иметь порядковые номера в соответствии с исполнительной схемой, ука­затели открытия (закрытия) клапанов, задвижек кранов, а также указа­тели направления движения потока масла.

Поступившее на склад от поставщика масло должно иметь сер­тификат ( паспорт), удостоверяющий соответствие данной партии тех­ническим условиям и ГОСТ; сертификат должен содержать данные пол­ного химического анализа масла.

Каждая поступающая на склад партия масла должна подвергаться полному химическому анализу в лаборатории ЛПУ (КС).

При эксплуатации системы маслоснабжения должны производить­ся полный и частичный анализы масла.

При полном анализе масла определяются все показатели каче­ства в соответствии с ГОСТ и ТУ завода-изготовителя ГПА для соответ­ствующей марки масла.

Полный анализ масла должен производиться

• при поступлении на склад каждой партии масла;

• один раз в месяц в маслобаках работающих и находящихся в ре­зерве ГПА;

• после проведения ремонтных и регламентных работ;

-один раз в шесть месяцев в емкостях склада масел.

Частичный анализ масла должен производиться:

• ежедневно в маслобаках работающих ГПА;

• один раз в 15 дней в маслобаках резервных ГПА.

При частичном анализе проверяются следующие показатели качест­ва масла: - температура вспышки;

• содержание механических примесей - визуально;

• содержание влаги, качество « проба» на потрескивание;

• вязкость (по вискозиметру);

• загазованность (газоанализаторами).

Техническое обслуживание масляных насосов предусматривает пе­риодическую (не реже одного раза в неделю) проверку показаний прибо­ров, торцевых уплотнений и подшипников, затяжку крепежных изделий, проверку высоты всасывания через 2000 часов ( в случае повышения ее на 20% по сравнению с первоначальной следует промывать фильтры).

Перекачка масла из емкостей склада ГСМ в мерную емкость и мас­лобаки ГПА осуществляется, как правило, в дневное время оператив­ным персоналом компрессорного цеха с разрешения начальника КЦ. В КЦ, где предусмотрена маслоочистительная машина на линии закачки чистого масла (склад ГСМ - мерная емкость - маслобаки ГПА), масло должно проходить через эту машину.

Все отработанное масло подлежит сбору, очистке и повтор­ному использованию.

Все работы цикла очистки в маслоочистительных машинах ве­дутся под контролем химической лаборатории.

В случае несоответствия показателей качества масла требованиям стандарта и ТУ эксплуатация масла не допускается.

Перекачка загрязненного масла по маслопроводам, предназначен­ным для перекачки чистого масла в маслобаки ГПА, а также других сортов масла, запрещается.

При сборе загрязненного масла нельзя допускать смешивания раз­личных марок масла и попадания в загрязненное или чистое масла меха­нических примесей, воды и т.п.

Необходимо обеспечить герметичность всех емкостей и трубопро­водов.

При эксплуатации должен быть обеспечен неснижаемый запас мас­ла для всех ГПА и двигателей электростанций в следующем количестве:

• не менее трехмесячного расхода при нормальной транспортной схе­ме;

• не менее шестимесячного расхода при неблагоприятной транспорт­ной схеме;

• не менее годового расхода при тяжелой транспортной схеме. Неснижаемый запас трансформаторного масла - не менее 10% от коли­ чества залитого в трансформаторы и выключатели.

Неснижаемый запас других масел - не менее двухмесячного расхо­да.

Для основного и вспомогательного оборудования КС должны быть установлены нормы расхода смазочных материалов и организо­ван их учет в соответствии с утвержденной инструкцией.

Система пожаробезопасности

Система пожаробезопасности КЦ предназначена для сигнализации в случае появления очагов загорания и ликвидации их путем автоматиче­ской или управляемой подачи воды, пены или углекислого газа в очаг по­жара. Система пожаробезопасности включает: общецеховую систему пенного пожаротушения, в которую входят автоматические средства об­наружения загорания и система пожаротушения каждого агрегата в от­дельности; систему пожарного водоснабжения, обеспечивающую в лю­бое время года подачу воды для противопожарных нужд; щиты с установ­ленных набором противопожарного инвентаря, пожарные краны со ство­лами и рукавами, пенные и углекислотные огнетушители, ящики с песком и т.п., согласно нормам и правилам противопожарной охраны; средства связи и сигнализации для вызова пожарной команды и сбора доброволь­ной пожарной дружины. За средствами пожаротушения и пожарной сиг­нализации установлен постоянный надзор, осуществляемый персоналом цеха.

Для каждого цеха на основе действующих правил пожарной безо­пасности разработаны противопожарные инструкции, которые вывеши­ваются на видных местах. Все рабочие и служащие при поступлении на работу должны быть обучены правилам пользования первичными средст­вами пожаротушения, проинструктированы о мерах пожарной безопасно­сти. Запись об инструктаже заносится в специальный журнал. Не реже одного раза в год проводится повторный противопожарный инструктаж.

Первичные средства пожаротушения, которые находятся в поме­щениях, передаются под ответственность начальников служб, которые назначаются ответственными.

По каждому объекту разрабатывается оперативный план действий при пожаре и регулярно проводится тренировка персонала по тушению пожара.

Основная задача при борьбе с пожарами газов - локализация пожа­ра. Для этого аварийный участок отсекается от остальных газопроводов и технологического оборудования при помощи кранов, задвижек или специ­альных отсечных устройств, здания, газопроводы, оборудование, резер­вуары орошаются водой от стационарных установок.

Все взрывоопасные сооружения на газопроводах должны иметь по­стоянно действующие грозозащитные устройства от первичных и вто­ричных проявлений молний и защиту от проявлений статического элек­тричества в соответствии с техническими нормами. Пожароопасным яв­ляется и накопление заряда статического электричества.

Основным мероприятием для эффективного предупреждения нако­пления электрических зарядов, обуславливающих накопление высоких

потенциалов (при движении жидкостей по трубопроводам, сливе, пере­качивании из сосуда в сосуд, при движении по трубопроводам сжатых газов), является заземление оборудования, трубопроводов и емкостей, в которых возникают и могут накапливаться заряды.

Основную пожароопасность представляют собой, конечно, утечки газа в отсеках двигателя, нагнетателя, при нарушении стыков.

При этом образуются взрывоопасные смеси с концентрацией газа больше 15 % по объему.

Способ пожаротушения на агрегате выбран газовый объемный. Ог-негасящее вещество - углекислый газ. Этот способ обеспечивает мини­мальную инерционность срабатывания, минимальное количество огнега­сящего вещества, физико-химическую совместимость огнегасящего веще­ства и горящего вещества, коррозийную стойкость к материалам.

Основные технические данные системы углекислотного пожароту­шения на агрегате ГПА-Ц-6,3

Полный заряд углекислоты, кг 200

Максимальное давление в баллонах, кг/см² 125

Количество направлений подачи углекислоты 2

Полный заряд углекислоты разделяется на рабочий (100кг) и резервный (100кг).

Автоматическая система пожаротушения (АСП) каждого турбоаг­регата типа ГПА-Ц-6,3 состоит из восьми (четырех основных, четы­рех резервных) углекислотных баллонов, расположенных в отсеках по­жаротушения, оснащенных пиропатронами и блоком системы автома­тики и сигнализации ССП-24, автоматически включающим при воз­никновении пожара средства пожаротушения с выдачей светового сигна­ла на щит управления с одновременной остановкой турбоагрегата.

Кроме отсека пожаротушения в АСП входят: линейные устрой­ства, распределительное устройство, средства управления и сигнализации.

Линейное устройство обеспечивает подачу огнегасящего вещест­ва к очагу пожара. Распределительное устройство направляет поток огне­гасящего вещества в отсек двигателя или нагнетателя в зависимости от наличия очага пожара. Средства управления и сигнализации обеспечивают автоматическое и дистанционное (из операторной) управление средст­вами пожаротушения, проверку и контроль готовности системы к рабо­те. Для обнаружения возгорания и выдачи команды в систему управления в отсеках двигателя и нагнетателя устанавливают датчики ДПС.

При возникновении пожара в отсеке двигателя АСП выдает ко­манду на отключение агрегата и через 10-20с на выброс углекисло­ты. Задержка устанавливается для исключения отрицательного влия­ния вентиляции отсека выбросом воздуха через клапан перепуска возду­ха (КПВ) двигателя.

При возгорании в отсеке нагнетателя команда на аварийный оста­нов и выброс углекислоты выдается немедленно.

При возникновении пожара и несрабатывании автоматики, а также продолжении горения после выхода основного заряда углекислоты, обслуживающий персонал, заметивший возгорание, должен немедленно остановить агрегат и пустить в действие установку пожаротушения, в том числе и резервный заряд, с помощью ручной системы, расположенной в отсеке пожаротушения, местного управления или дистанционно из опера­торной.

Согласно Правилам технической и пожарной безопасности для обеспечения высокой надежности необходимо периодически производить проверку работы всех элементов системы автоматического пожаротуше­ния. Проверка, как правило, производится со срабатыванием пиропа­тронов и углекислых бал-ленов. При проведении ежедневного техни­ческого обслуживания установки необходимо проверить наличие элек­тропитания и состояние тросовой системы пуска, наличие и сохранность пломб, величину давления в баллонах.

Величина давления в баллонах в зависимости от температуры ок­ружающей среды должна соответствовать данным, указанным в таблице 1.

Таблица 1.

Величина давления в баллонах с уг-

Температу-	Давление углекислоты,
+ 5	40
+ 10	44
+ 20	58
+ 30	75
+ 40	100

В случае утечки заряда выше допустимого (если количество огне-гасящего вещества в баллоне будет на 10 % меньше необходимого) про­извести дозарядку баллонов углекислотой.

В производственных помещениях маслохозяйства предусмат­риваются в качестве средства пожаротушения ручные огнетуши­тели типа ОХП-10 (3 штуки) и ОУ-8 ( 3 штуки ).

При возникновении пожара в электроустановках, кабельных каналах применяются углекислотные огнетушители. Запрещается при­менять пенные огнетушители и воду из внутренних пожарных кранов