ХАРАКТЕРИСТИКА И РЕЗЮМЕ-ОТЗЫВ

ДНЕВНИК-ОТЧЕТ

по производственной (преддипломной) практике
специальность 21.02.03 Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

(базовый уровень)

 

 

Выполнил(а) Толстых Алексей Дмитриевич____________________

(Ф.И.О. студента)

 

Курс________4________Группа_____15ЭГП-2БПо___________

 

Руководитель практики от предприятия

 

Скрида Евгений Николаевич___________________________

(Ф.И.О)

 

Должность Инженер 1 категории____________________________

 

Проверил (а)_______________________________________________________

__________________________________________________________________

(Ф.И.О., должность)

 

 

Волгоград, 2018г.

ДНЕВНИК

по производственной (преддипломной) практике
специальность 21.02.03 Сооружение и эксплуатация
газонефтепроводов и газонефтехранилищ

(базовый уровень)

 

Организация (предприятие, учреждение, сообщество)

ООО«Газпром трансгаз Волгоград»филиал Палласовское линейное производственное управление магистральных газопроводов_____________

(полное наименование)

 

Подразделение Газокомпрессорная служба_______________________

 

Срок практики: С 24 апреля по 17 мая 2018 года­­­­­­­­­­­­­­­­___________________

 

Рабочее место _Компрессорная станция «Палласовская» является промежуточной между Александров Гай–Антиповка

 

Номер и дата приказа по организации (предприятию, учреждению, сообществу), разрешающий практику №147/лс_от 24.04.2018

 

 

Руководитель практики от организации (предприятия, учреждения, сообщества)

 

Скрида Евгений Николаевич __________________________________________

(ф.и.о., должность, научное звание)

_________________

(подпись)

ЗАДАНИЕ НА ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

 

Тема

____________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

 

Исходные данные:

1. __________________________________________________________________________

____________________________________________________________________________

 

2.___________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

 

3.____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

 

4____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

 

5.____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

 

Индивидуальное задание:

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

 

 

Заведующий отделением ТХ и ПГ

___________(________________)

(подпись) (Ф.И.О.)

Руководитель дипломного проектирования

_____________ (__________________)

(подпись) (Ф.И.О)

Консультант по экономической части

_____________ (__________________)

(подпись) (Ф.И.О)

Дневник (учет работы обучающегося)

 

Дата и время	Содержание видов работ, выполненных обучающимся	Оценка и подпись руководителя
24.04.2018	Вводный инструктаж.Инструктаж попожарной безопасности. Ознакомление с предприятием: безопасность труда; Электробезопасность; Пожаробезопасность; Охранная зона компрессорной станции
25.04.2018	Ознакомление со структурой предприятия. Ознакомление с главным щитом управления и работой главного диспетчера.
26.04.2018	Изучение объекта предприятия «Компрессорная станция «Палласовская» Экскурсия.
27.04.2018 28.04.2018	Ознакомление с основными видами трубопроводного оборудования, его функциями и назначением его работы
03.05.2018 04.05.2018	Сбор материалов для составления отчета
07.05.2018 17.05.2018	Составление отчета, его оформление и согласование с руководителем практики от предприятия
17.05.2018	Подписание отчета руководителем практики от предприятия

 

 

Руководитель практики от колледжа______________________________________________

_____________________________________________________________________________

 

 

Руководитель практики от организации (предприятия)____ Скрида Евгений Николаевич _инженер 1 категории

 

ОТЧЕТ

 

Оглавление

 

Введение____________________________________________________________________________________________________________________________

 

1. Основная часть__________________________________________________

_________________________________________________________________

 

2. Заключение______________________________________________________

__________________________________________________________________

 

Приложение_______________________________________________________

Введение

КС «Палласовская», Палласовского ЛПУМГ, где я проходил практику в качестве студента «Газпром колледжа Волгоград, является промежуточной между станциями Александров-Гай и Антиповка. Цель моего пребывания на производственном объекте Палласовского ЛПУМГ является сбор материала для написания дипломного проектирования. В данной работе рассматривается тема «Диагностирование и прогнозирование скорости развития дефектов коррозионного растрескивания под напряжением на магистральных газопроводах.».

Основная часть

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ И ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ

ООО «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ ВОЛГОГРАД»

 

ООО «Газпром трансгаз Волгоград» – 100-процентное дочернее общество ПАО «Газпром», осуществляющее транспортировку природного газа на территории Волгоградской, Ростовской и Воронежской областей, Республики Калмыкия, транзит газа в центральную часть России и на экспорт в страны Европы.

Компания эксплуатирует 7,6 тыс. км магистральных газопроводов в однониточном исчислении. Транспортировку природного газа обеспечивают 13 компрессорных станций, где эксплуатируется 191 газоперекачивающий агрегат суммарной мощностью 1 тыс. 833,7 МВт. Общество эксплуатирует 230 газораспределительных станций, 10 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций и 2 передвижных автогазозаправщика.

По территории ответственности предприятия проходят газопроводы «Средняя Азия – Центр», «Союз», «Оренбург – Новопсков», «Петровск – Новопсков», «Уренгой – Новопсков», «Починки – Изобильное – Северо-Ставропольское ПХГ».

Коллектив предприятия насчитывает около 5 тыс. человек. Головной офис расположен в Волгограде.

ООО «Газпром трансгаз Волгоград» сертифицировано по стандартам системы менеджмента качества ISO 9001:2008 и системы экологического менеджмента ISO 14001:2004.

Начало геологического изучения Нижнего Поволжья уходит в далекую старину: путешествия Палласа и Лепахина (1718-1777 гг.), экспедиция Мурчисона (1841 г.), маршрутные исследования по реке Волге Н. Барбот-де-Марни (1861 г.) – все они привнесли свою лепту в разведке недр этого региона. В настоящее время эти работы имеют только историческую ценность.

Непосредственным началом развития газовой промышленности Волгоградской области явился ввод в разработку Арчединского газового месторождения. 4 октября 1946 года из скважины №1 – «Арчединской» с глубины 534 м ударил первый газовый фонтан, который и послужил решающим толчком для поисково-разведочных работ в Нижнем Поволжье. Вскоре после этого были открыты Линевское, Саушинское, Верховское, Коробковское и Абрамовское месторождения.

А уже в декабре 1953 года было закончено строительство первого в Волгоградской области магистрального газопровода «Арчеда-Сталинград» протяженностью 123 км из труб диаметром 300 мм. И в ознаменование 36-й годовщины Великой Октябрьской социалистической революции в городе Сталинграде был зажжен первый газовый факел на СталГРЭС, и введена в строй первая газораспределительная станция ГРС-1. Это положило начало развитию газификации города и области.

1 августа 1965 года в соответствии с приказом государственного производственного комитета СССР по газовой промышленности от 17 июля 1965 года № 385 было образовано Волгоградское управление магистральных газопроводов (ВУМГ), начальником которого был назначен Каспаров Андрей Аршакович.

К моменту образования Волгоградского управления магистральных газопроводов протяженность газопроводов составляла 1216 км с транспортом газа — 10,8 млрд. куб. м газа в год. Газификация области осуществлялась через 27 газораспределительных станций. ВУМГ имел две компрессорные станции: Жирновскую и Логовскую. Среднесписочная численность работающих составляла 741 человек.

К 1970 году Волгоградское управление магистральных газопроводов располагало: газопроводами общей протяженностью (в однониточном исчислении) 1579,8 км, тремя компрессорными станциями, оснащенными 41 газомотокомпрессором общей мощностью 32 163 кВт. Однако, запасы газовых месторождений Волгоградского региона к этому времени были сильно истощены, в результате чего отмечен самый низкий уровень транспорта газа – 5,3 млрд куб. м. Область, занимавшая до этого одно из первых мест в Советском Союзе по добыче природного газа, вслед за Украиной, Ставропольем и Краснодарским краем, стала понемногу отходить в разряд малогазоносных регионов.

К 1972 году общая протяженность газопроводов возросла до 2551,7 км при объеме транспорта газа 5,5 млрд куб. м. Регион из газоснабжающего стал превращаться в газопотребляющий. Необходимо было срочно изыскивать новые резервы для обеспечения потребности в природном газе промышленных и бытовых потребителей таких крупных административных центров как Волгоград, Волжский, а также районных центров и поселков области.

1973 год – начало нового этапа бурного развития газовой промышленности Волгоградского региона. Это время, когда в эксплуатацию вводится газопровод САЦ-IV-I из труб диаметром 1220 мм и новая мощная компрессорная станция в с. Антиповка, оснащенная газоперекачивающими агрегатами типа ГТК-10-2. Это позволило увеличить объем транспорта газа почти вдвое, достигнув 9,7 млрд. куб. м.

21 февраля 1974 года приказом Министерства газовой промышленности СССР № 82-орг Волгоградское управление магистральных газопроводов преобразовано в производственное объединение по транспортировке и поставкам газа «Волгоградтрансгаз», в составе которого образовано 15 подразделений, рассредоточенных в трех областях: Волгоградской, Воронежской и Астраханской.

Общая мощность газокомпрессорных станций ПО «Волгоградтрансгаз» составила на конец года 242 тыс. кВт, общая протяженность газопроводов достигла 3375,8 км при транспорте газа 14,6 млрд. куб. м.

ПО «Волгоградтрансгаз» к началу 10-й пятилетки сыграло большое значение в поставке газа центральным районам страны и Донбассу, прочно вошло в Единую систему газоснабжения, как предприятие, обеспечивающее транспортировку газа из Средней Азии.

1975 год – темпы развития протяженности газопроводов, увеличение диаметров трубопроводов, мощности компрессорных станций продолжают быстро расти. С 1 января 1975 г. Волгоградская дирекция строящихся магистральных газопроводов САЦ подчинена ПО «Волгоградтрансгаз». Для руководства строительством трансконтинентального газопровода «Союз», сооружаемого странами СЭВ, «Оренбург-Западная граница СССР», в г. Волгограде была организована Дирекция строящихся газопроводов «Союззарубежгазпром».

В 1975 году коллектив ПО «Волгоградтрансгаз» трижды занимал призовые места во Всесоюзном социалистическом соревновании предприятий и организаций Министерства газовой промышленности. В нем приняло участие 1605 человек объединения, из них 372 человека получили звание «Ударник коммунистического труда», 16 коллективам присвоено звание «Коллектив коммунистического труда».

1977 год – год 60-летия Великой Октябрьской социалистической революции коллектив объединения отметил большими трудовыми успехами. Народнохозяйственный план транспорта газа был выполнен досрочно на 101,9%. Сверх плана потребителям было подано около 1 млрд. куб. м голубого топлива.

В I квартале юбилейного года коллектив объединения завоевал первое место и Переходящее знамя Министерства газовой промышленности СССР во Всесоюзном социалистическом соревновании. Среднесписочная численность работников объединения достигла 1957 человек. Почти все из них приняли участие в соревновании за коммунистический труд. На 1 января 1977 г. звание «Ударник коммунистического труда» носило 522 человека, 3 службы и 12 бригад завоевали звание «Коллектив коммунистического труда», 14 человек занесены на Доску Почета, 15 человек награждены правительственными наградами, 86 человек — значком «Победитель социалистического соревнования».

В эксплуатацию введен участок газопровода «Союз», сооружаемый совместно советскими и чехословацкими специалистами.

1978 год – явился годом завершения строительства газопровода «Союз» с пятью компрессорными станциями в Палласовке, Антиповке, Фролово, Калининской и Сохрановке. Но вместе с этим началось строительство первой очереди газопровода «Петровск-Новопсков» с тремя компрессорными станциями в Бубновке, Калаче (Воронежской обл.) и Писаревке, которое завершилось в 1980 г.

На этом газопроводе из труб диаметром 1420 мм монтировались компрессорные станции, оснащенные ГПА типа Ц-6,3 и другим новейшим оборудованием.

В 1981 год после окончания строительства первой очереди линейной части газопровода Петровск-Новопсков, тут же приступили к строительству второй очереди с компрессорными станциями, оснащенными ГПА типа СТД-12500.

Согласно приказу Министерства газовой промышленности СССР № 210 от 10.08.81 г. ПО «Волгоградтрансгаз» стало подчиняться Главному территориальному управлению по транспортировке и поставкам газа «Главюгтрансгаз».

1985 год – год 20-летия объединения «Волгоградтрансгаз». Транспортировка газа увеличилась еще на 15% по сравнению с предыдущим показателем. Протяженность газопроводов превысила 6000 км. В обследовании линейной части газопроводов, перевозки специалистов и грузов большую роль стала играть авиация.

Большое внимание руководством «Волгоградтрансгаза» в 80-х годах уделялось газификации территорий. Была разработана специальная программа по газификации населенных пунктов Волгоградской области, а также районов Воронежской и Ростовской областей, в которых находились линейные производственные управления «Волгоградтрансгаза». К сожалению, несколько позже эта программа была приостановлена, а начатые строительства газопроводов-отводов и ГРС, в которые уже были вложены немалые средства, – заморожены.

1991 год – в соответствии с Приказом Государственного газового концерна «Газпром» от 6 декабря 1991 г. № 128-орг, в целях совершенствования управления производством, Волгоградское управление магистральных газопроводов в г. Волгограде Государственного предприятия по транспортировке и поставкам газа «Югтрансгаз» преобразовано в Государственное предприятие по транспортировке и поставкам газа «Волгоградтрансгаз» в г. Волгограде (Государственное предприятие «Волгоградтрансгаз», с включением его в состав Государственного газового концерна «Газпром».

1993 год – год приватизации «Газпрома».

24 сентября 1993 года, во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 5 ноября 1992 года № 1333 «О преобразовании Государственного газового концерна «Газпром» в Российское акционерное общество Газпром», а также Постановления Совета Министров РФ от 17 февраля 1993 года № 138 «Об учреждении Российского акционерного общества «Газпром» в г. Москве, в составе РАО «Газпром» было учреждено Дочернее предприятие по транспортировке и поставкам газа «Волгоградтрансгаз».

С середины 90-х годов большое внимание руководство ДП «Волгоградтрансгаз» вновь уделяет газификации территорий. В 1996 году поднята из «забвения» большая часть «замороженных» строительств, в эксплуатацию сдается 4 газопровода-отвода общей протяженностью 142 км. Однако, в 1997 году продолжать работы стало не на что.

В мае 1998 года между Председателем Правления РАО «Газпром» Ремом Вяхиревым и волгоградским губернатором Николаем Максютой подписан Договор «О строительстве газопроводов-отводов в Волгоградской области» с равным долевым участием обеих сторон в финансировании этой программы. С этого момента в газификации территорий региона начался новый этап развития.

1998 год – рабочей комиссией принят и запущен в эксплуатацию участок газопровода «Починки-Изобильное». Образовано Волгоградское ЛПУМГ

В 1999 году для обслуживания участка газопровода «Починки-Изобильное» образованы Котельниковское и Ольховское линейно-производственные управления.

30 июня 1999 года Дочернее предприятие по транспортировке и поставкам газа «Волгоградтрансгаз» преобразовано в общество с ограниченной ответственностью (ООО «Волгоградтрансгаз»).

2005 год для обслуживания участка газопровода «Починки-Изобильное» образовано Жирновское ЛПУМГ.

2008 Решением Участника ОАО «Газпром» № 16 от 14 января 2008 года ООО «Волгоградтрансгаз» переименовано в ООО «Газпром трансгаз Волгоград».

1.1 Описание деятельности Челябинского ЛПУМГ филиала ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург»

 

Палласовское ЛПУМГ выполняет утвержденный генеральным директором производственно-финансовый план. ЛПУМГ обеспечивает бесперебойную поставку газа соседним филиалам и потребителям, входящим в зону его деятельности. Филиал выполняет надежную и безопасную эксплуатацию производственных объектов в соответствии с законодательством РФ, действующими нормами и правилами, обеспечивающими работникам здоровые и безопасные условия труда, пожарную безопасность эксплуатируемых объектов. Соблюдает лицензионные требования по осуществляемым видам деятельности.

Работниками ЛПУ обеспечивается бесперебойная и надежная работа газоперекачивающих агрегатов, магистральных газопроводов, линий и средств связи, систем автоматики, телемеханики и других инженерных сооружений.

На трассе газопровода проводятся планово-предупредительные и текущие ремонты сооружений, механического, энергетического, технологического оборудования, средств связи и автоматики, контрольно-измерительных приборов, средств ЭХЗ.

Эксплуатируемые средства измерения (СИ), проходят проверку. Внедряются современные методы и средства измерения, направленные на повышение эффективности производства. Постоянно контролируется качество продукции.

ЛПУ осуществляет организационно-технические мероприятия по внедрению передовой техники и технологии производственных процессов по подготовке газа к транспорту и компримированию, внедряя современные средства телемеханики и автоматизации производственных процессов.

Проводятся мероприятия по предотвращению аварий, пожаров, несчастных случаев и нарушений правил техники безопасности.

В Филиале разрабатываются и выполняются мероприятия по охране окружающей среды, проводятся и внедряются работы по изобретательству и рационализации. Рациональное используются материальные и трудовые ресурсы. Контролируется содержание охранной зоны и зоны минимально допустимых расстояний.

Соблюдение действующего законодательства по охране труда, промышленной и пожарной безопасности, безопасности дорожного движения, охране здоровья, обеспечение информирования работников об условиях труда на рабочих местах, о существующем риске повреждения здоровья и полагающихся им компенсациях и средствах индивидуальной защиты приводит к повышению социальной защиты работников.

1.2 Место Палласовского ЛПУМГ в системе транспорта газа

ООО «Газпром трансгаз Волгоград»

Палласовское линейное производственное управление магистральных газопроводов входит в состав предприятия ООО «Газпром трансгаз Волгоград» в качестве структурного подразделения.

Предметом деятельности Паллсовское ЛПУМГ является транспорт газа.

В состав ЛПУМГ входят действующие на началах внутреннего хозяйственного расчета следующие производственные службы:

1. Газокомпрессорная служба (ГКС);

2. Линейно-эксплуатационная служба (ЛЭС);

3. Служба контрольно-измерительных приборов и автоматики (КИП и А);

4. Автотранспортный цех (АТЦ);

5. Служба энерговодоснабжения (ЭВС);

6. Cлужба связи;

7. Служба ГРС

- Ремонтно-строительная группа;

- Административно управленческое подразделение (АУП) и др

 

ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИЙ АГРЕГАТ ГТК-10-4

 

Газоперекачивающий агрегат ГТК-10-4, сконструированный и изготовленный на Невском машиностроительном заводе (НЗЛ), предназначен для сжатия природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам.

Агрегат состоит из газотурбинной установки и нагнетателя природного газа (рисунок 1).

Газотурбинная установка, входящая в состав агрегата, выполнена по открытому циклу, с регенерацией тепла по схеме с “разрезным валом" (со свободной силовой турбиной). Это позволило получить установку, отличающуюся сравнительно простой конструкцией, высокой экономичностью и маневренностью, т.е. наиболее полно удовлетворяющую требованиям, предъявляемым условиями работы в системе газопроводов.

 

ОК-осевой компрессор; ТВД-турбина высокого давления;

ТНД-турбина низкого давления; Н-нагнетатель;

Р-регенератор; КС-камера сгорания

Рисунок 4.1 - Принципиальная схема ГПА

 

Газотурбинная установка

 

Газотурбинная установка (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.

 

Техническая характеристика газотурбинной установки

 

Температура перед ТВД.............................................780 °C

Номинальная мощность на муфте нагнетателя........10000 кВт

Коэффициент полезного действия установки...........28 %

Степень сжатия в компрессоре..................................4,6

Скорость вращения:

компрессорного вала.............................5200 мин^-1

силовой турбины....................................4800 мин^-1

Масса турбины................................................................56 т

 

Центробежный нагнетатель

 

Нагнетатель 370-18-1 выполнен в виде одноступенчатой центробежной машины с консольно расположенным рабочим колесом и тангенциальным 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.

Нагнетатель 370-18-1 отличается высокой экономичностью по всей рабочей зоне характеристики.

 

Техническая характеристика нагнетателя

 

Коммерческая производительность................................................37,0 млн. м³/сутки

Объемная производительность одного или первого из двух работающих последовательно нагнетателей...........................................................370; 455 м³/мин

Конечное давление газа....................................................................................7,6 МПа

Начальное давление при входе во всасывающий патрубок одного или первого из двух работающих последовательно нагнетателей................................6,2; 5,07 МПа

Масса нагнетателя.....................................................................................................23 т

 

 

СИСТЕМА МАСЛОСНАБЖЕНИЯ ГТК-10-4

 

Назначение системы маслоснабжения

 

Система маслоснабжения (рисунок 5) обеспечивает смазку подшипников агрегата, подачу масла на уплотнение и реле осевого сдвига нагнетателя на рабочих режимах, а также в периоды пуска и остановки агрегата.

В установке ГТК-10-4 применяется единая циркуляционная система подвода масла к подшипникам и уплотнениям, что дает возможность использовать один маслобак, общие фильтры и маслоохладители для всей системы маслоснабжения. Применение общей системы снабжения маслом подшипников агрегата и уплотнений нагнетателя снижает затраты на обслуживание и ревизию маслосистемы, повышает ее эксплуатационную надежность.

Система маслоснабжения включает в себя:

- главный масляный насос (ГМН);

- пусковой маслонасос смазки (ПМ);

- резервный маслонасос (РМ);

- сдвоенный обратный клапан (КОС);

- инжектор ГМН;

- регулятор давления "после себя" (РД);

- маслоохладитель ;

- фильтр тонкой очистки масла ;

- подогреватель масла.

 

СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ УПЛОТНЕНИЙ НАГНЕТАТЕЛЯ НЗЛ 370-18-1

 

Назначение

 

Система регулирования уплотнения нагнетателя предотвращает проникновение газа по валу из нагнетателя в машинный зал. Это обеспечивается тем, что в камеру между торцевым уплотнением и опорным подшипником подводится масло с давлением на 0,15–0,3 МПа больше, чем давление газа в камере после лабиринтного уплотнения (в уплотнительной камере).

Кроме того, система регулирования уплотнения включает в себя следующие устройства системы защиты агрегата:

-реле осевого сдвига;

-сигнализатор противопомпажный.

 

Устройство системы

 

Система регулирования уплотнения поддерживает заданное превышение давления уплотняющего масла над давлением газа, а также формирует импульс для противопомпажной защиты.

Схема регулирования уплотнения газового нагнетателя Н-370-18, приводом которого является газотурбинный агрегат ГТК-10- 4, изображена на рисунке 6.1. Масло к опорному подшипнику и к уплотнению нагнетателя подается винтовыми электронасосами, один из которых является резервным. К винтовым электронасосам масло поступает охлажденным из маслосистемы турбоагрегата с давлением 0,2-0,5 МПа. Все масло от винтовых электронасосов, прежде чем попасть на уплотнение, пропускается через гидроаккумулятор, установленный над нагнетателем на два метра выше уплотнительной камеры. Гидроаккумулятор предназначен для обеспечения уплотнения и смазки опорного подшипника нагнетателя в течение 10 мин в случае остановки винтовых насосов, вызванной исчезновением электропитания двигателей. Этого времени достаточно для аварийной остановки ГПА и стравливания газа из нагнетателя.

Постоянная разность давлений масла и газа поддерживается регулятором перепада давления за счет сброса части масла, нагнетаемого винтовым электронасосом в линию перед маслоохладителем. В нагнетателе уплотняющее масло проходит, в основном, через опорный вкладыш подшипника и частично через торцевое уплотнение в маслосборную камеру, находящуюся под давлением газа. Из нее масло стекает в поплавковую камеру и по мере ее заполнения отводится в газоотделитель. В газоотделителе масло разбивается на тонкие струи и растекается по перегородкам, на которых происходит выделение растворенного в масле газа. Чистое масло, скапливающееся в нижней части газоотделителя, через гидрозатвор направляется в бак, а выделяющийся из масла газ отводится в атмосферу через свечу.

АМ-гидроаккумулятор масла; ПК-поплавковая камера; РПД-регулятор перепада давлений; МНУ-маслонасосы уплотнения; СП-сигнализатор помпажа; ГО-газоотделитель

Рисунок 2 - Система уплотнения нагнетателя Н-370-18

 

Для уменьшения уноса масла из маслосборной камеры в сторону колеса нагнетателя и далее в газопровод из поплавковой камеры отводят небольшое количество газа во всасывающий патрубок нагнетателя. Количество отводимого газа регулируют дросселем. В результате образуется поток газа, который увлекает масло из маслосборной в поплавковую камеру. Фильтр, установленный в верхней части поплавковой камеры, препятствует уносу масляных паров во всасывающую трубу нагнетателя. На случай засорения фильтра вокруг него предусмотрен обвод через вентиль.

Чтобы масло в поплавковой камере не переохлаждалось, особенно в зимнее время, в середину лабиринтного уплотнения добавляется более теплый газ из нагнетательного патрубка. Количество этого газа регулируют вентилем.

Индикация приближения режима работы нагнетателя к помпажной границе осуществляется сигнализатором помпажа. Импульсом для срабатывания сигнализатора является измерение соотношения перепада давлений на всасывающем конфузоре и перепада давлений на нагнетателе. Зона помпажа характеризуется малыми перепадами давления на конфузоре при больших перепадах давления на нагнетателе.

В системе регулирования нагнетателя имеется также реле осевого сдвига ротора. Масло для реле поступает из маслосистемы турбоагрегата с давлением 0,5 МПа, которое поддерживается специальным регулятором давления «после себя».

 

ОЧИСТКА ГАЗА ОТ МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ

 

Транспортируемый по магистральным газопроводам газ содержит различные твердые (песок, окалину, сварочный грат и т.д.) и жидкие (конденсат, воду, масло) примеси. Одни примеси попадают в газопровод непосредственно из скважин, другие - после строительства газопровода и в процессе эксплуатации. Постоянные источники примесей - продукты коррозии трубы. Наличие различных примесей приводит к преждевремен­ному износу самого газопровода, запорной арматуры, рабочих колес нагнетателей, а также к нарушению работы контрольно-измерительных приборов. Вода и газоконденсат, скапливаясь в пониженных местах, су­жают сечение газопровода и способствуют образованно в нем кристалло­гидратов. Поэтому транспортируемый газ подвергается очистке в спе­циальных аппаратах.

На линейных КС для очистки газа используют масляные иди циклон­ные пылеуловители. Первые работают по принципу мокрого, а вторые - сухого улавливания взвесей. Мокрое улавливание заключается в том, что удаляемые примеси смачиваются промывочной жидкостью, вместе с ней сепарируются из потока газа, а затем жидкость очищается, регене­рируется и вновь поступает в очистной аппарат. Масляные пылеуловите­ли выполняются в виде вертикальных (чаще) или горизонтальных сосудов большого диаметра, рассчитанных на полное рабочее давление газа. Обычно используют соляровое масло. Общая степень очистки газа от мехпримесей достигает 97-98%. Особенно хорошо удаляются крупные частицы.

Недостатки масляных пылеуловителей - большая металлоемкость, необходимость пользоваться жидкостью, уровень которой следует строго поддерживать, потеря части солярового масла, определенное гидравли­ческое сопротивление. В зимнее время требуется подогрев масла и маслокоммуникаций. Если обслуживание масляных пылеуловителей осущест­вляется некачественно, то эффективность их резко снижается.

Циклонные пылеуловители используют инерционные силы взвешенных частиц. В них одновременно очищают газ от механических примесей, грязи и конденсата. Эффективность очистки составляет 85-98%. и зави­сит от расхода газа и конструкции циклонов. С уменьшением диаметра циклона качество очистки возрастает. Поэтому современные циклонные пылеуловители является 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, из-за чего их эффективность снижается; в зимнее время они под­вержены гидратообразованию. Гидравлическое сопротивление их выше, чем масляных.

Из-за более простого обслуживания циклонные пылеуловители вы­тесняют масляные. Меньшая эффективность очистки в них газа вынуждает иногда ставить за ними фильтры-сепараторы. В фильтрах-сепараторах газ пропускается через тонкий слой специально обработанного стекло­волокна. Фильтрующий слой по мере загрязнения подлежит замене.

 

Технологическая схема блока ПУ

 

Рисунок 3 - Блок пылеуловителей

В блоке очистки параллельно подключаются 3-6 и более пыле­уловителей. На входном и выходном трубопроводах установлены отключающие краны, с помощью которых производится отключение ПУ для техни­ческого обслуживания и ремонта.

Продувка и заполнение ПУ перед пуском производится через бай­
пас входного крана. Сброс газа из ПУ производится через свечу на вы­ходном трубопроводе. Очищенный газ из ПУ через выходной к