1) Большое значение в народном хозяйстве страны имеет нефть и газ, которые являются источниками энергетики. После переработки нефти получают топливо: бензин, керосин, дизельное топливо, масла для автомобильного и железнодорожного транспорта, самолетов, судов, передвижных электростанций. В ракетной технике также применяется керосин с окислителем. Нефть используется как сырье в химической промышленности. Газ как топливо широко применяется в металлургической и цементодобывающей промышленности, для выработки электроэнергии в быту. Нефть и газ наше богатство, которое нужно умело использовать. Поэтому открываются новые месторождения, строятся новые нефтегазопроводы.

2) Работоспособность оборудования и восстановление основных характеристик достигается путём использования систем технического обслуживания и ремонта. Система технического обслуживания и ремонта – это комплекс взаимосвязанных положений и норм, определяющих организацию и порядок проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования. Этот вид обслуживания определяется регламентом через определённое количество часов наработки агрегата. Цель – проверка исправности агрегатов, выполнения ряда работ, как контроль состояния маслофильтров, выявление неисправности и их устранения. Отказавшие узлы и агрегаты заменяют на исправные или ремонтируют. Метод обслуживания по состоянию определяет пригодность агрегатов к эксплуатации с помощью их осмотра, измерения их параметров и т. д., но без разборки. При эксплуатации также учитывает время года: осенне-зимняя эксплуатация (ОЗЭ) включает в себя дополнительные работы по обслуживанию в холодный период, весенне-летняя эксплуатация (ВЛЭ) связана с высокими температурами воздуха, повышенным содержанием пыли в воздухе. При эксплуатации проводят следующие виды ремонта: текущий (малый), средний, капитальный и аварийный. Текущий ремонт – минимальный по объёму вид ремонта, при котором обеспечивается нормальная эксплуатация агрегата до очередного планового ремонта. Во время его проведения неисправности устраняют заменой или восстановлением отдельных составных частей (быстроизнашеваемых деталей), а также выполняют регулировочные работы. Средний ремонт – заключается в восстановлении эксплуатационных характеристик агрегата ремонтом или заменой только изношенных или повреждённых составных частей. Кроме того обязательно проверяют техническое состояние остальных составных частей агрегата с устранением обнаруженных неисправностей. Капитальный ремонт включает полную разборку и дефектацию агрегата, замену или ремонт всех составных частей, сборку агрегата, его комплексную проверку, регулировку и испытание. Капитальный ремонт выполняют на основе ремонтных документов – руководства по капитальному ремонту. Ремонтные документы – это рабочие конструкторские документы, предназначенные для подготовки ремонтного производства, ремонта и контроля изделия после ремонта. Аварийный ремонт – внеплановый ремонт, который требуется для восстановления отказавшей детали и повлекшие последствия аварии. Выполняется специализированые бригадами с представителями завода изготовителя данного изделия.

3) Для повышения давления газа в газопроводе и поддержания требуемой пропускной способности по трассе через 80- 120 км устанавливаются компрессорные станции. Потери давления на участке между КС определяют необходимое значение повышения давления в газоперекачивающих агрегатах (ГПА). От надёжной работы КС зависит бесперебойная работа МГ. Головную КС, находящуюся в начале магистрального газопровода, сооружают в непосредственной близости от установок по комплексной подготовке газа газовых месторождений, поэтому на головную КС газ поступает практически полностью подготовленным к дальнему трубопроводному транспорту. Промежуточные КС предназначены для поддержания режимов транспортировки газа по всему МГ. На промежуточных КС осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей, очистка газа в центробежных нагнетателях или поршневых машинах, охлаждения газа после сжатия в специальных охладительных устройствах, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом работы газопровода путем изменения числа работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА. Со временем месторождения природного газа истощаются, давление на устье скважин газового промысла падает. Для его поддержания на головной КС (первой от промысла) строят дополнительные (дожимные) компрессорные цеха). В состав КС входят: – технологические установки компримирования газа; очистки газа; охлаждения газа после его компримирования, охлаждения масла и воды (антифриза) ГПА; подготовки газа – топливного, пускового, импульсного и собственных нужд; воздухоснабжения; – склады горюче-смазочных материалов; метанола; материалов и реагентов; оборудования; трубопроводов; арматуры и т. д.; – системы электроснабжения и молнезащиты; теплоснабжения, утилизации теплоты, отопления и вентиляции; производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения; канализации, контроля и управления; телефонной связи, радиофикации, газификации; пожарной и охранной сигнализации, автоматического пожаротушения; – технологические коммуникации с запорной арматурой; – административно-бытовые помещения; – подсобно-производственные помещения; – вспомогательные объекты. Основное технологическое оборудование КС – ГПА. Вспомогательное оборудование I группы: установки по очистке газа от пыли и влаги, оборудование для охлаждения газа, оборудование системы смазки, уплотнения для центробежных нагнетателей, регулирования и защиты ГПА: оборудования системы охлаждения масла, оборудование системы подготовки топливного, пускового и импульсного газа. Вспомогательное оборудование II группы: система водоснабжения, канализации, связи, телемеханики и электроснабжения.

4) В зависимости от пропускной способности магистрального газопровода, вида и мощности ГПА в одном компрессорном цехе может устанавливаться от 3 до 14 ГПА с нагнетателями необходимого типа. На КС устанавливают: – поршневой компрессор с приводом от газового двигателя внутреннего сгорания (газомотокомпрессор); – поршневой компрессор с электроприводом; – центробежный нагнетатель с газотурбинным приводом; – центробежный нагнетатель с электроприводом. Центробежный нагнетатель представляет собой центробежный компрессор одно- или двухступенчатого сжатия, высокой производительностью (до 50 млн м3/сут.) и со степенью повышения давления 1,22…1,25 для одноступенчатого и 1,45…1,5 – для двухступенчатого. Центробежный нагнетатели обладают большей подачей, в связи с чем ими оснащаются КС современных магистральных газопроводов. Совместные характеристики центробежных нагнетателей и участка газопровода удобнее рассматривать при постоянном давлении нагнетателя в коодинатах давления всасывания Р – подача Q. Совместная работа нагнетателей и газопровода возможна в точках пересечения их характеристик. Более высокая подача соответствует повешением значения εкс, т. е. понижением значения Р. Для газотурбинных ГПА обязательное требование – обеспечение работы нагнетателей при изменении частоты вращения в интервале 75-105% номинала. Последовательное соединение агрегатов – наиболее эффективное средство сокращения необходимого диапазона главного регулирования нагнетателей по частоте вращения, которое позволяет при выключении одного из агрегатов сократить согласование размеров проточной части оставшихся в работе нагнетателей с пропускной способностью газопровода без каких-либо дополнительных мер. При параллельном соединении полнонапорных нагнетателей предположительно иметь 3 рабочих агрегата и один резервный на одну нитку. Из уровня надежности число резервных ГПА увеличить до 2-х, один из которых может быть в ремонте.

5) Плановые ремонты проводятся одновременно на всем оборудовании, входящем в состав ГПА. Сроки ремонта агрегатных систем вспомогательного оборудования, в том числе САУ, КИПиА, электрооборудования и др., должны увязываться с ремонтом основного оборудования (ГТУ, ЦБН). Планово-предупредительная система технического обслуживания и ремонта ГПА предусматривает следующие виды технического обслуживания и ремонта: техническое обслуживание на работающем агрегате (ежедневное, еженедельное, ежемесячное); техническое обслуживание при определенной наработке агрегата (1000, 1500 часов, и т. д.); техническое обслуживание агрегата, находящегося в состоянии резерва (при выводе агрегата в резерв, еженедельное, ежемесячное); плановые ремонты. Плановые ремонты газоперекачивающих агрегатов, которые подразделяются на ремонты: регламентированные, средние и капитальные. Регламентированные ремонты выполняются на ГПА в целом; регламентированные ремонты выполняются только на двигателях отдельных газотурбинных ГПА с авиационным и судовым приводом. При ПР выполняются работы по разборке, очистке, дефектации, ремонту, замене узлов и деталей, продлению ресурса, сборке и испытанию. Ремонт должен назначаться по наработке агрегата с начала эксплуатации (СНЭ) после монтажа или после последнего капитального ремонта (ППР). Составы работ при регламентированных ремонтах, соответствуют составам ремонтных работ, указанным в документации заводов-изготовителей ГПА (инструкциях, руководствах по эксплуатации и др.) и выполняемым при техническом обслуживании, текущем ремонте оборудования. Типовые ремонтные работы включают в себя: разборку агрегатов, узлов; промывку, очистку узлов и деталей; дефектацию деталей, в том числе дефектоскопию неразрушающими методами контроля; ремонт деталей и узлов; замену дефектных деталей и узлов; сборку агрегатов, узлов; контроль, настройку и регулировку агрегатов, узлов В состав заключительных работ входит: уборка рабочих мест, инструмента и приспособлений, протирка оборудования после ремонта; проведение пусконаладочных работ после ремонта ГПА; проверка основного и вспомогательного оборудования ГПА при его пуске и работе после ремонта; составление технической документации; сдача ГПА ремонтной организацией в эксплуатацию (проверка технического состояния ГПА после ремонта с проведением необходимого диагностического обследования, оформление ведомости показателей работы агрегата, составление акта).

6. Привод компрессоров гпа

Привод – это устройство для приведения в действие машин и механизмов, состоящее из источника энергии (двигателя), передаточного механизма и аппаратуры управления. В зависимости от применяемых двигателей компрессоров их подразделяют на электропривод-(источником энергии является электродвигатель постоянного или переменного тока (синхронный или асинхронный); привод от двигателя внутреннего сгорания (источником энергии является поршневой двигатель, работающий на газе); газотурбинный привод – источником энергии является газовая турбина. Приводы компрессоров должны удовлетворять следующим требованиям: быть простыми по конструкции, надежными в работе, экономичными, иметь высокую степень автоматизации, т. е. иметь способность привода автоматически приспосабливаться к изменяющимся в процессе работы условиям с обеспечением наиболее экономичного использования мощности.

7. Электрические двигатели для привода компрессоров

На КС применяются асинхронные и синхронные электродвигатели мощностью от 400 до 12500 кВт типа СТД – 4000 – 2, СТД – 12500 – 2 и АЗ – 4500 – 1500.

Газоперекачивающие агрегаты имеют маркировку по типу электродвигателя, например: ГПА – СТД – 4000, ГПА – СТД – 12500. Преимущества: дешевые монтажные работы; большой ресурс, большая эксплуатационная надежность; эксплуатационные расходы на 50% меньше по сравнению с ГТД; простота автоматизации и управления, экологическая чистота, пожаробезопасность. Недостатки: ограниченность районов с дешевой электроэнергией; плохая приспосабливаемость к переменному режиму работы газопровода из-за постоянной частоты вращения (3000 об./мин).

8. Двигатели внутреннего сгорания для привода компрессоров

Широко применяют в газовой и нефтяной промышленности для привода поршневые двигатели внутреннего сгорания в качестве горючего используют перекачиваемый газ, например: ГМ-8, где ГМ – газомотокомпрессор, 8 – число моторных цилиндров; 10 ГКН, где 10 – число моторных цилиндров. МК-8, ДР-12. Перспективным направлением применения можно считать применение на компрессорных цехах при ПХГ, станциях низкотемпературной сепарации, газопроводах небольшой пропускной способности. Преимущества: большая степень сжатия; высокий КПД. Недостатки: малая единичная мощность; большая металлоемкость и

сложность конструкции; малый межремонтный ресурс от 3-4 до 7-8 тыс. т; трудность полностью автоматизировать обслуживание.

9. Газотурбинный привод

Наибольшее распространение имеют газотурбинные КС с приводом ЦН от стационарных ГТУ или конвертированных транспортных газотурбинных двигателей (ГТД). На КС нашли применение стационарные ГТУ с регенерацией теплоты, стационарные ГТУ без регенерации теплоты; конвертированные авиационные и

судовые ГТД; комбинированные ГТУ, состоящие из авиационного газогенератора и стационарной силовой турбины. Для ГТУ которые начали выпускаться в 60-е годы, были приняты следующие обозначения: ГТ-700-4, ГТ-750-6, ГТ-500-5 (ГТ – газовая турбина, 700, 750, 500 – температура газа перед входом в ТВД, 0С; 4,6,5 – мощность ГТУ, МВт). Для ГПА со стационарными газовыми турбинами мощностью 10,16 и 25 тыс. кВт: ГТК-10, ГТН-16, ГТН-25 (ГТ – газовая турбина, К – для привода компрессора, Н – привода нагнетателя). ГТК-10-3, ГТК-10-4 (вторые цифры – номер модификации). Для ГПА с приводом от авиационных газовых турбин

принято обозначать: ГПА-Ц-63 и ГПА-Ц-16 (цифры – мощность газовых турбин МВт). Для ГПА с приводом от судовых газовых турбин принято обозначать ГПУ-10 (ГПУ – газоперекачивающая установка, цифра – мощность газовой турбины МВт). Преимущества: низкая стоимость установленного киловатта при компактности агрегата; высокая быстроходность; простота регулирования нагрузки за счет переменной частоты вращения; способность заметно увеличивать располагаемую мощность в холодные времена года; простая автоматизация обслуживания. Недостатки: умеренная экономичность старых и некоторых выпускаемых ГТУ; потребность в организации снабжения запасными частями для узлов; ограниченный срок службы; трудоемкость ремонт.