Агрегаты компрессорные

Авторы стремились создать приемлемый по объему учебник, отражающий, с одной стороны, современное состояние термодинамики и теплопередачи, а с другой — показать приложение основных положений их к решению некоторых технологических задач разработки нефтяных и газовых месторождений, транспорта природных газов по газопроводам, диагностики газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций и т. д. Материал излагается таким образом, чтобы рассматриваемые прикладные вопросы технологического плана не заслоняли фундаментальных положений термодинамики и теплопередачи. [c.3]

Задачи технического обслуживания, которое является профилактическим мероприятием, и ремонта газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций —. обеспечение ГПА высокой эксплуатационной надежности, увеличение продолжительности работы в течение года и всего срока службы. Основные направления в решении этих задач — планово-предупредительная система обслуживания и ремонта агрегатного парка. [c.83]

Примечание 1. Условные обозначения в типоразмерах АК — агрегат компрессорно-конденсаторный пература кипения В — воздушное охлаждение РЗ — регулирование электромагнитное. [c.225]

Агрегаты компрессорно- Декабрь 2001 г. АООТ [c.153]

Указанные потери в компрессоре, воздушной сети и пневматическом инструменте могут быть значительно снижены при условии постоянного наблюдения за состоянием агрегатов компрессорной установки, устранения неплотности в воздушной сети и арматуре и работе с неизношенным пневматическим инструментом. [c.20]

Агрегаты компрессорно-конденсаторные аммиачные фреоновые Краном Электролебедкой 1.5 2.5 1.5 2.5 6,4 2.9 8,3 3,7 35.6 15,1 42 18.6 [c.316]

НОВЫЕ МЕТОДИКИ И ПРИБОРНЫЕ СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ И ДЕТАЛЕЙ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ [c.8]

Коллекторы представляли собой заглушенные с торцов трубопроводы 01000 мм с толщиной стенки 33 мм. В коллекторы вварены вертикально шесть трубопроводов 0700 мм от компрессорных агрегатов ДКС-1. Расстояние от мест вварки до компрессоров составляло около 30 м. [c.200]

В нашей стране создана самая крупная в мире система транспортировки природного газа по магистральным газопроводам, которая характеризуется большим диаметром труб (до 1,42 м), высоким рабочим давлением газа в трубопроводах (до 7,5 МПа), использованием на компрессорных станциях газоперекачивающих агрегатов (ГПА) большой единичной мощности (до 25 МВт). [c.155]

Широкое применение газотурбинных установок на компрессорных станциях газопроводов объясняется их технико-экономическими преимуществами по отношению к другим типам двигателей большая единичная мощность агрегата (до 25 МВт) [c.155]

Прохождение магистральных газопроводов в районах со сложными природно-климатическими условиями требует снижения металлоемкости ГПА, сокращения габаритных размеров установок, перехода к блочно-контейнерному исполнению агрегатов, что должно обеспечить сокращение трудоемкости ввода в действие компрессорных станций и упрощение их эксплуатации. Однако эти требования должны осуществляться без снижения тепловой эффективности ГПА. [c.156]

Применяются центробежные компрессоры с приводом от паровой турбины. Двухкорпусные компрессорные агрегаты имеют промежуточные и концевые охладители (охлаждение осуществляется морской водой). Мощность привода компрессоров одной установки 80 МВт. [c.184]

Унифицированная для обоих агрегатов гидравлическая схема (рис. 22,6) предназначена для привода механизмов подъема и спуска сложенной вышки лебедки выдвижения верхней секции вышки подъема ног задней опоры вышки механизма для свинчивания — отвинчивания насосно-компрессорных труб. [c.63]

Рис. 4-40. Схема агрегатов паровой компрессорной холодильной уста-

Основные преимущества испарительной системы охлаждения — повышение эффективного к. п. д. двигателей, уменьшение износа деталей цилиндро-поршневой группы, так как обеспечивается постоянство температуры охлаждающей воды, уменьшение начальной стоимости и эксплуатационных расходов на силовые установки компрессорных станций. Однако для этой системы характерны высокая температура многих деталей и агрегатов двигателя, что создает неудобства для обслуживающего персонала, необходимость применения более качественных смазок, способных обеспечить надежную работу д. в. с. при повышенных температурах, более продолжительное время выхода силовой установки на заданный режим работы. [c.189]

Надежная и бесперебойная работа ГТУ и вспомогательного оборудования во многом зависят не только от качества изготовления установки и совершенства ее конструкции, но и от ее технически грамотной эксплуатации. Газовые турбины, выпускаемые в настоящее время для компрессорных станций магистральных газопроводов, имеют развитую систему автоматики, с помощью которой поддерживается заданный режим эксплуатации агрегата. Однако обслуживающему персоналу приходится выполнять большой объем работ по уходу за агрегатом. [c.244]

В Центральном научно-исследовательском институте строительных конструкций (ЦНИИСК) испытания на усталость элементов строительных конструкций при низких температурах проводятся на гидравлических пульсаторах, установленных в холодильные камеры, и на таких же машинах, но на которые установлены холодильные камеры с испарителями, питающимися от компрессорного фреонового агрегата [196]. [c.149]

Первый этап иерархической процедуры состоит в выборе средств и способов резервирования пропускной способности, которое достигается за счет обоснованного выбора единичной мощности компрессорных агрегатов, расположения и технологической схемы компрессорных станций и линейных участков, количества рабочих и резервных газоперекачивающих агрегатов. При этом учитывалось, что газопровод на значительной части своей трассы проходит вблизи многониточной системы газопроводов из районов севера Тюменской области. Это позволяет сократить затраты на резервирование, создавая совмещенные резервы мощностей на станциях с однотипным оборудованием. [c.199]

Для газотранспортной системы в рассматриваемый период крупной задачей является замена трубопроводов, отслуживших свой срок. В этих условиях сохраняет актуальность проблема выбора рациональных технологий и оборудования для транспорта природного газа повышение давления транспортируемой среды с охлаждением и без него, прочности труб (легированные, многослойные трубы и т. п.), единичной мощности компрессорных агрегатов и установок охлаждения, более широкое использование электроприводных агрегатов на компрессорных станциях и т. д. [c.216]

При эксплуатации компрессорных установок интесивный шум возникает также и вне здания компрессорной станции. Этот шум имеет, в основном, аэродинамическое происхождение вследствие вихреобразования при засасывании воздуха и его периодическом стравливании через воздухосборник (ресивер). Кроме того, имеет место шум механического происхождения, распространяющийся от агрегатов компрессорной установки через строительные конструкции и газопроводы в атмосферу. Механические шумы обычно менее интенсивны и причиняют меньше неприятностей, чем аэродинамические. [c.194]

Разрабатываются новые конструкции утилизационного оборудования и в газовой промышленности, в первую очередь для утилизации тепла выхлопных газов газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций. ВНППИтрансгазом разработаны перспективные схемы н конструкции соответствующего оборудования для утилизации тепла отработавших газов авиационных газоперекачивающих агрегатов и газовых турбин компрессорных станций магистральных газопроводов. [c.178]

Соблюдение правил эксплуатации компрессорной станции позволяет значительно увеличить срок службы масла и пробег агрегатов компрессорной станции. Это тем более важно, так как чистка смазочных систем турбинных и других установок является трудоемкой и длительной операцией. Нормальный срок службы масла в компрессорных установках составляет около 15 ООО ч. Подача смазочного насоса системы на 1 кВт мощности компрессора составляет примерно 0,05— 0,12 л/мин. Необходимый объем масляного бака компрессора определяют исходя из кратности циркуляции масла в системе — 6—8 раз в 1 ч. При хорошем состоянии смазочной системы компрессора и надлежащем уходе за работой компрессорной станции потери масла из системы не превышают 5—10% объема бака. Масло в компрессоре заменяют, если его вязкость увеличилась на 25% по сравнению с первоначальной, а кислотное число достигло значения 0,5 мг КОН/г, если в масле обнаружены низкомолекулярные органические кислоты, а также резко ухудшилась деэмульгирующая способность масла (в лабораторных условиях продолжительность деэмульсации превышает 8 мин). Замена компрессорных или турбинных масел другими маслами не допускается. Для смазывания компрессоров или турбин используют смазочные масла, приведенные в табл. 48 и 51 работы [21]. [c.35]

Примечания 1. Обозначения в типоразмерах ФГК — Фреоновый герметичный компрессорно-конденсаторный агрегат ФАК — Фреоновый агрегат компрессорно-конденсаторный АК — аммиачный компрессорно-конденсаторный агрегат AM —аммиачная машина ХМ — холодильная машина АД (АДС) аммиачные двухступенчатые В — воздушное охлаждение С — среднетемпературиый р — ротационный Я—низкотемпературный РЭ—электромагнитное регулирование Qo- [c.221]

Куриц С. Я, Совершенствование монтажа газотурбинных агрегатов компрессорных станций, ВНИИСТ, Труды XI, 1961. [c.236]

Общий расход воды на охлаждение газомоторного коишрессора состоит из расхода воды на охлаждение силовой части (двигателя) и компрессорной части агрегата (компрессорных цилиндров). [c.187]

УкрНИИгаз только за последние 15 лет разработал целый ряд эффективных методов и способов контроля и диагностирования магистральных газопроводов, основных узлов машин и агрегатов компрессорных станций, контроль которых к настоящему времени или был невозможен, или был связан с большими затратами, несмотря на значительные усилия ученых и инженеров как в нашей стране, так и за рубежом. [c.234]

Фреоновые машины с холодопроизво-дительностью (количеством теплоты, отнимаемой от охлаждаемой среды в единицу времени) до 200 кВт выпускаются в виде компактных компрессорно-конденсаторных агрегатов. Для Зольшинства таких агрегатов холодильный коэффициент (т. е. отношение количества отбираемой теплоты к затраченной работе превышает 3—4). [c.200]

Общая установленная мощность ГПА на компрессорных станциях газопроводов в 1985 г. составляла более 40-10 МВт, что в несколько раз превышает суммарную мощность всех гидроэлектростанций Волжского каскада. Примерно 72% указанной установленной мощности ГПА составляют агрегаты с газотурбинным энергоприводом. [c.155]

Широкое применение ГТУ и ДВС на компрессорных станциях магистральных газопроводов и на других объектах газовой и нефтяной промышленности связано с решением большого числа технических и технологических задач. К таким задачам можно отнести оптимизацию режимов газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом при изменяющихся технологических параметрах (количество транспортируемого газа, давление, температура), а также при изменении параметров внешней среды (температура наружного воздуха) оптимизацию режимов энергопривода буровых установок диагностику технического состояния ГТУ, две, центробежных нагнетателей газа и компрессоров повышение экономичности ГТУ и ДВС за счет утилизапии теплоты уходящих газов и т. д. [c.158]

Пример 8.1. Проводится определение запаса прочности и вероятности разрушения для определенной детали парка находящихся в эксплуатации однотипных стационарно нагруженных изделий применительно к многоопорному коленчатому валу однорядного четырехцилиндрового двигателя, поставленного как привод стационарно нагруженных насосных, компрессорных и технологических агрегатов. Основным расчетным случаем проверки прочности для этой детали является циклический изтиб колена под действием оил шатунно-лоршневой группы. Эти силы при постоянной мощности и числе оборотов двигателя находятся на одном уровне с незначительными отклонениями, связанными глайным образом с отступлениями в регулировке подачи топлива и компрессии в цилиндрах. Причиной существенных отклонений изгибных усилий является несоосность опор в пределах допуска на размеры вкладышей коренных подшипников и опорные шейки вала, возникающая при сборке двигателя, а также несоосность, накапливающаяся в процессе службы от неравномерного износа в местах опоры вала на коренные подшипники. Соответствующие расчеты допусков и непосредственные измерения на двигателях позволили получить функции плотности распределения несоосности опор и функцию распределения размаха [c.175]

Рис. 4-41. Схема агрегатов паровой компрессорной холодильной установки с промежуточн11[м теплоносителем — рассолом.

Газотурбинные установки широко применяются в различных отраслях народного хозяйства. Газовые турбины являются основным агрегатом современных авиационных турбореактивных двигателей, используются в энергетических системах для покрытия максимальных нагрузок (они быстро запускаются и набирают нагрузку), в приводах нагнетателей на компрессорных станциях магистральных газо- и нефтепроводов, работают в качестве главных и форсажных двигателей на судах морского флота. Газотурбинные установки весьма перспективны на железнодорожном транспорте, где их малые размеры и маневренность создают большие преимущества. Особое место занимают они в технологических схемах многих химических и металлургических производств (энерготех-НО ЛОГИческие установки), где применяются в приводах различного рода нагнетателей с использованием как рабочего тела продуктов или отходов самих производств. [c.117]

Схематично СПГГ изображен на рис. 6.17. В центральной части агрегата 13 расположен дизельный цилиндр 4 с двумя противоположно движущимися поршнями, вокруг цилиндра — воздушный ресивер 3. Поршни — комбинированные, диаметр компрессорного поршня 8 примерно в три раза превышает диаметр дизельного 7. В периферийной части расположены компрессорные цилиндры 2 и буферные полости 1. [c.210]

Особая разновидность газовых силовых установок — газо-компрессоры, объединяющие в одном агрегате поршневой газовый двигатель и поршневой газовый компрессор. Поршневые газо-мотокомпрессоры широко применяются на компрессорных станциях магистральных газопроводов, нефтяных и газовых месторождениях для закачки газа в пласт, а также для сжатия газов на нефтеперерабатывающих и химических предприятиях. Основные преимущества газомотокомпрессоров — длительный срок службы, способность работать в широком диапазоне давлений, возможность регулирования производительности путем изменения частоты вращения вала агрегата при изменении вредного пространства в компрессорных цилиндрах, способность двигателя работать на газе, транспортируемом по газопроводу. Однако для этих машин характерны большие массы и габаритные размеры, динамическая неуравновешенность, требующая сооружения массивных фундаментов, неравномерность подачи газа, сложность клапанов компрессорных цилиндров. [c.184]

Система питания газомотокомпрессоров на компрессорных станциях магистральных газопроводов состоит из внешней системы, куда входят газопроводы высокого и низкого давлений, установки для редуцирования газа, коллекторы топливного газа, предохранительная и запорная арматура, и внутренней системы, включающей узлы и агрегаты, смонтированные на газомотокомпрес-соре (газорегулирующие, газовпускные, всасывающие, выхлопные, смесительные клапаны, смесительные и воздухоподающие устройства и др.). [c.192]

Газовые турбины широко применяются в газовой и нефтяной промышленности, особенно в качестве силового привода центробежных нагнетателей на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Преимуш,естБа газовых турбин перед поршневыми двигателями — отсутствие инерционных усилий от дви-жуш,ихся возвратно-поступательно масс и более полное расширение продуктов сгорания (до давления наружного воздуха). Следовательно, газовые турбины можно изготовлять с высокой частотой враш,ения вала, что позволяет сосредоточить в отдельных агрегатах большие мош,ности при сравнительно небольших габаритных размерах и массе. [c.206]

На рис. 99 показан продольный разрез блока турбогруппы ГТУ-750-6 (НЗЛ), который состоит из пусковой газовой турбины (турбодетандера) 1, главного масляного насоса 2, валоповорот-ного устройства 3, осевого компрессора 6, газовой турбины высокого давления (ТВД) 11, газовой турбины низкого давления (ТНД) 13. Эти агрегаты смонтированы на общей раме 16, внутренняя полость которой используется в качестве маслобака. Вся турбогруппа поставляется на площадку компрессорной станции в собранном виде, что значительно ускоряет и улучшает качество монтажа. Кроме этого, в состав установки входят камера сгорания, воздухонагреватель, системы маслопроводов, автоматизированного регулирования, автоматического управления, защиты и контроля и вспомогательное оборудование, необходимое для нормальной работы установки. [c.223]

Особенностью работы ДКС на месторождении по сравнению с компрессорной станцией магистрального газопровода является непрерывное изменение во времени основных показателей — объема перекачиваемого газа, давления на входе в ДКС, числа последовательных ступеней компримироваипя и степени сжатия газа на каждой из них. В зависимости от степени сжатия одной ступени число ступеней может достигать 6—10. На крупных месторождениях в процессе эксплуатации потребуется установка значительного числа газоперекачивающих агрегатов (ГПА), работающих но параллельной и последовательной схеме. Изменение во времени условий работы ДКС требует периодической перекомпоновки схемы обвязки ГПА для более рационального использования имеющейся мощности компрессорного оборудования. ГПА на ДКС работают в некотором диапазоне режимов, как правило отклоняющемся от номипаль-пого ввиду непрерывно меняющихся давления и объема перекачиваемого газа. Технические ограничения по объемной производительности и степени сжатия ГПА предопределяют подчас снижение КПД и неполное использование рабочей мощности ГПА. Поэтому кроме термина требуемая рабочая мощность ДКС применяется термин загрузочная мощность . Загрузочная мощность превышает рабочую и определяется количеством ГПА, которые должны нахО диться в работе, чтобы технически обеспечить комнримировапие поступающего па ДКС объема газа. [c.151]

По мере снижения годовых отборов уменьшается рабочая мощность каждой ступени, но одновременное снижение давления на входе требует каждые несколько лет ввода новой ступени сжатия. В результате на ДКС наблюдались постоянные колебания мощности станции при общей тенденции к снижению (см. рис. 7.3). К моменту технологического предела разработки месторождения, когда давление на входе в ДКС снизится до 0,1 МПа, рабочая мощность может быть в 1,5—2 раза меньше достигнутого в предыдущие годы максимума. Однако уменьшение это происходит за счет высвобождения ГПА, работающих на высоких ступенях сжатия. На низших ступенях тем временем требуется ввод новых компрессорных агрегатов, предназначенных для соответствующих условий комиримироваиия. Как показали расчеты, на последней стадии добычи мощность низших ступеней, необходимая для сжатия единицы газа до 2,0 МПа, достигает, а затем и превышает мощность, необходимую для дальнейшего комиримироваиия газа от 2,0 до 7,5 МПа. [c.153]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...