Устройство и принцип действия электроприводных ГПА

СОДЕРЖАНИЕ

                                                                                                                       Лист

ВВЕДЕНИЕ                                                                                           3

1        ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ                                                            4

1.1     Технологическая схема компрессорной  станции                              4

1.2     Устройство и принцип действия  электроприводных ГПА              6

1.3   Особенности  эксплуатации электроприводных  ГПА: подготовка

         к пуску, пуск,  уход во время  эксплуатации, остановка                   17

1.4    Назначение и эксплуатация вспомогательных

         систем электроприводных ГПА                                                           22

1.5 Система  планово – предупредительных  ремонтов механического

        оборудования ГПА с электроприводом                                            27

2       РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ                                                                         31

2.1 Расчёт  и составление графика ППР  основного оборудования.

       Определение численности ремонтного  персонала                                31

3    ЭКОЛОГИЧНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ  ПРОЕКТНЫХ

       РЕШЕНИЙ                                                                                            34

3.1   Техника  безопасности при обслуживании 

         электроприводных ГПА                                                                     34

3.2    Мероприятия по охране окружающей  среды 

         при эксплуатации КС                                                                            37

         Список использованной литературы                                                43

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Трубопроводный  транспорт  газа – составляющая часть системы снабжения промышленности, энергетики, транспорта и населения топливом. Магистральный трубопроводный транспорт – важнейшая и неотъемлемая составляющая топливно-энергетического комплекса нашей страны.

Степень надежности трубопроводов во многом определяет стабильность обеспечения регионов страны важнейшими топливно-энергетическими ресурсами. Одним из путей решения проблемы повышения надежности газонефтепроводов является использование новых эффективных научно обоснованных технологий строительства и ремонта трубопроводных систем. Основной особенностью строительства и ремонта трубопроводов является разнообразие природно-климатических и гидрологических характеристик местности вдоль трассы, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при прокладке и эксплуатации линейной части трубопровода.

 Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу. В значительной степени этот режим определяется работой компрессорной станции (КС), устанавливаемых по трассе газопровода через каждые 100-150 км. Длина участков газопровода между КС рассчитывается исходя из величины падения давления газа на данном участке трассы и исходя из привязки станции к населённым пунктам, источникам водоснабжения, электроэнергии.

 

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1. Технологическая схема КС

Технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена  для:

- приема  на КС технологического газа  из магистрального газопровода;

- очистки  технологического газа от мехпримесей и капельной влаги в пылеуловителях и фильтр-сепараторах;

- распределения  потоков для последующего сжатия  и регулирования схемы загрузки  ГПА;

- охлаждения  газа после компремирования в АВО газа;

- вывода  КЦ на станционное "кольцо" при пуске и остановке;

- подачи  газа в магистральный газопровод;

- транзитного  прохода газа по магистральному  газопроводу, минуя КС;

- при  необходимости сброса газа в  атмосферу из всех технологических  газопроводов компрессорного цеха  через свечные краны. 

В зависимости  от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА:

- схема  с последовательной обвязкой, характерная  для неполнонапорных нагнетателей;

- схема  с параллельной коллекторной  обвязкой, характерная для полнонапорных нагнетателей.

Неполнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей рассчитана на степень сжатия 1,23-1,25. В эксплуатации бывает необходимость в двух- или трехступенчатом сжатии, т.е. в обеспечении степени сжатия 1,45 и более, это в основном на СПХГ.

Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45, определяемую расчетными проектными давлениями газа на входе и выходе компрессорной станции.

В данном курсовом проекте рассматривается КС Холм-Жирковская 2. На рисунке 1 представлена схема с последовательной обвязкой ГПА, которая реализуется для работы КС с неполнонапорными нагнетателями.

По этой схеме, газ из магистрального газопровода  с условным диаметром 1220 мм (Ду 1200) через охранный кран № 19 поступает на узел подключения КС к магистральному газопроводу. Кран № 19 предназначен для автоматического отключения магистрального газопровода от КС в случае возникновения каких-либо аварийных ситуаций на узле подключения, в технологической обвязке компрессорной станции или обвязке ГПА.

После крана  № 19 газ поступает к входному крану № 7, также расположенному на узле подключения. Кран № 7 предназначен для автоматического отключения компрессорной станции от магистрального газопровода. Входной кран № 7 имеет обводной кран № 7 бис, который предназначен для заполнения газом всей системы технологической обвязки компрессорной станции. Только после выравнивания давления в магистральном газопроводе и технологических коммуникациях станции с помощью крана № 7 бис производится открытие крана № 7. Это делается во избежание газодинамического удара, который может возникнуть при открытии крана № 7, без предварительного заполнения газом технологических коммуникаций компрессорной станции.

Сразу за краном №  7 по ходу газа установлен свечной кран № 17. Он служит для стравливания газа в атмосферу из технологических коммуникаций станции при производстве на них профилактических работ. Аналогичную роль он выполняет и при возникновении аварийных ситуаций на КС.

После крана  № 7 газ поступает к установке  очистки, где размещены циклонные пылеуловители. В них он очищается от мехпримесей и влаги.

После очистки газ по трубопроводу Ду 1000 поступает во входной коллектор компрессорного цеха и распределяется по входным трубопроводам ГПА Ду 700 через кран № 1 на вход центробежных нагнетателей.

После сжатия в центробежных нагнетателях газ  проходит обратный клапан, выходной кран №  2 и по трубопроводу Ду 1000 поступает на установку охлаждения газа (АВО газа). После установки охлаждения, газ через выкидной шлейф по трубопроводу Ду 1200, через выходной кран № 8, поступает в магистральный газопровод.

Перед краном № 8 устанавливается обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного потока газа из газопровода. Этот поток газа, если он возникнет  при открытии крана № 8, может  привести к обратной раскрутке центробежного нагнетателя и ротора силовой турбины, что в конечном итоге приведет к серьезной аварии на КС.

Назначение  крана № 8, который находится на узле подключения КС, аналогично крану  № 7. При этом стравливание газа в  атмосферу происходит через свечной  кран № 18, который установлен по ходу газа перед краном №8.

На узле подключения КС между входным  и выходным трубопроводом имеется  перемычка Ду 1200 с установленным на ней краном № 20. Назначение этой перемычки - производить транзитную подачу газа, минуя КС в период ее отключения (закрыты краны № 7 и 8; открыты свечи № 17 и 18). На магистральном газопроводе, после КС, установлен и охранный кран № 21, назначение которого такое же, как и охранного крана № 19.

При эксплуатации КС может возникнуть ситуация, когда  давление на выходе станции может  приблизиться к максимальному разрешенному или проектному. Для ликвидации такого режима работы станции между выходным и входным трубопроводом устанавливается перемычка Ду 500 с краном № 36А. Этот кран также необходим при пуске или останове цеха или группы агрегатов при последовательной обвязке. При его открытии часть газа с выхода поступает на вход, что снижает выходное давление и увеличивает входное. Снижается и степень сжатия центробежного нагнетателя. Работа КС с открытым краном № 36А называется работой станции на "Станционное кольцо". Параллельно крану № 36А врезан кран № 36АР, необходимый для предотвращения работы ГПА в помпажной зоне нагнетателя. Диаметр этого крана составляет 10 15 % от сечения трубопровода крана № 36А (~ =150 мм). Для минимально заданной заводом-изготовителем степени сжатия нагнетателя последовательно за краном № 36А врезается ручной кран № 36Д.

Рисунок 1- Технологическая  схема КЦ 2 Холм-Жирковская.

На листе 1 графической части изображена  технологическая схема КЦ.

 

2. Устройство и принцип действия электроприводных ГПА

В данном курсовом проекте рассматривается  ГПА с электродвигателем СТД-4000-2р, нагнетателем 280-12-7, повышающий редуктор и вспомогательное оборудование.

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА), обеспечивают необходимый режим транспортировки газа по магистральному газопроводу (МГ). В зависимости от пропускной способности МГ, вида и мощности ГПА в одном компрессорном цехе может устанавливаться от 3 до 14 ГПА с нагнетателями необходимого типа.

Электродвигатель СТД-4000-2р

Двигатели синхронные трехфазные мощностью 4000 кВт предназначены для привода насосов, турбокомпрессоров, воздуходувок, преобразователей и других быстроходных механизмов.

Обозначения двигателей СТД-4000-2р расшифровываются следующим образом:

- СТД — синхронный трехфазный двигатель;

- 4000 — мощность двигателя, кВт;

- 2—число полюсов;

- Р — разомкнутый цикл вентиляции.

Двигатели выпускаются в защищенном исполнении с разомкнутым циклом вентиляции. Двигатели выполняются с одним рабочим концом вала, который соединяется с валом приводимого механизма посредством муфты. Двигатель состоит из статора, ротора, подшипников скольжения. Для возбуждения магнитного поля ротора и обеспечения максимально высокого cosφ на переднем конце ротора двигателя установлен бесконтактный возбудитель.

Статор

Сердечник статора состоит из пакетов, разделенных вентиляционными каналами. Пакеты запрессованы в корпус статора между нажимными кольцами, которые удерживаются продольными ребрами и шпонками. Обмотка статора двухслойная катушечная с укорочением шага β= 0,8 с эвольвентной формой лобовых частей. Изоляция обмотки статора типа «Монолит-2» класса нагревостойкости F состоит из стеклослюдинитовой и стеклянной лент, пропитанных эпоксидным компаундом совместно с сердечником статора после укладки, обмотки в пазы, что обеспечивает надежное крепление обмотки в лобовой и пазовой частях, улучшает отвод тепла от обмотки за счет полного контакта изоляции с железом статора и склейки листов сердечника. В двигателе начало и конец фаз обмотки статора выведены на изоляторы, расположенные на двух боковых сторонах корпуса статора.

Ротор

Ротор двигателя имеет пазы, в которых уложена и впрессована обмотка возбуждения. Лобовые части обмотки сверху закрыты стеклотекстолитовыми сегментами и бандажными кольцами из алюминиевого сплава. На роторе установлены центробежные вентиляторы и направляющие аппараты, обеспечивающие безударный вход воздуха в вентиляторы.