Приведенная характеристика нагнетателя 235 21 1

Нагнетателями природного газа принято называть лопаточные компрессорные машины с соотношением давления сжатия свыше 1,1 и не имеющих специальных устройств для охлаждения газа в процессе его компримирования. Все нагнетатели природного газа условно делятся на два класса: неполнонапорные (одноступенчатые) и полнонапорные .

Первые, имеющие степень сжатия в одном нагнетателе на уровне 1,25-1,27 используются при, так называемой, последовательной схеме компримирования газа на компрессорной станции, когда сжатие газа на станции осуществляется последовательно в двух агрегатах; вторые – полнонапорные, имеющие степень сжатия 1,45-1,51, используются при параллельной работе установленных на станции агрегатах (т. е. коллекторной схеме обвязки компрессорной станции).

Геометрические размеры нагнетателя определяются его объемной подачей. Применительно к газопроводу различают объемную Q, м 3 /мин., массовую G, кг/ч. и коммерческую подачу газа Q к, млн. нм 3 /сут. Перевод одних величин в другие осуществляется с использованием уравнения Клапейрона с поправкой на сжимаемость газа z, pv = zRT. При использовании массовой подачи газа G кг также используется уравнение Клапейрона-Менделеева с использованием поправки на сжимаемость газа z, pQ = GzRT, где Q – объемная подача газа, G – массовая подача, характеризующая количество газа, протекающее в единицу времени через сечение всасывающего патрубка.

Коммерческая подача газа Q к определяется по параметрам его состояния во всасывающем патрубке, приведенным к нормальным физическим условиям (t = 20 0 C ; p = 0,101 МПа). Для определения коммерческой подачи используется уравнение Клапейрона для «стандартных» условий: р 0 v 0 = RT 0 ; Q k = G/r 0 ; r 0 = p 0 /RT 0 .

При рассмотрении особенностей конструктивного устройства двух и более ступенчатых центробежных нагнетателей различают две их существенно различных ступени: промежуточную и концевую (Рис. 7.1). Промежуточной ступенью (Рис. 7.1,а) называется сочетание рабочего колеса, диффузора и обратного направляющего аппарата, используемого только в двух или многоступенчатых нагнетателях для создания равномерности потока газа на входе в последующую ступень после выхода из предыдущей; концевой ступенью (Рис. 7.1,б) - сочетание рабочего колеса, диффузора и нагнетательной камеры или улитки. Диффузор вместе с нагнетательной камерой часто называют выходным устройством.

Рис. 7.1 Схема ступени центробежного нагнетателя

а – промежуточная ступень, б – концевая: 1 – рабочее колесо, 2 – диффузор,

3 – обратный направляющий аппарат, 4 – сборная камера.

Рабочее колесо в центробежном нагнетателе – наиболее важный элемент конструкции, где механическая работа силовой турбины ГТУ преобразуется в энергию потока природного газа с повышением его давления. В ряде случаев рабочие колеса изготовляют с лопатками, выфрезерованными из тела основного диска колеса, либо приваривают к основному диску; покрывающий диск крепят с помощью заклепок или сварки.

Диффузор – наиболее важная часть выходного устройства, где кинетическая энергия газового потока после рабочего колеса преобразуется в потенциальную энергию давления. Одновременно диффузор обеспечивает относительную равномерность потока по величине и направлению скорости, снижая в определенной степени закрутку потока после выхода его из рабочего колеса.

На газопроводах страны в настоящее время используются нагнетатели газа, изготовленные разными заводами и различными компаниями, в том числе и зарубежными: Невским машиностроительным заводом (НЗЛ), Свердловским турбомоторным заводом (ТМЗ), Сумским машиностроительным производственным объединением (МПО), Уральскими и Пермскими ОАО, зурубежными фирмами: Купер – Бессемер, Нуово – Пиньони и др.

Одним из первых нагнетателей с классической формой газа на входе был нагнетатель типа 280, разработанный заводом НЗЛ с приводом от электродвигателя типа СТД – 4000 через повышающий редуктор, от газотурбинной установки ГТ – 700 -5 мощностью 4000 кВт с номинальной частотой ротора 7950 об/мин. (Рис. 7.2). Такие нагнетатели могли работать с роторами диаметром 564, 590, 600 и 620 мм различных модификаций в зависимости от подачи и степени сжатия КС.

Нагнетатель состоит из корпуса 1, корпуса подшипников 11, ротора 111, всасывающего и нагнетательного патрубков. Корпус нагнетателя представляет собой стальную улитку, сваренную из двух половин с одним вертикальным разъемом. Ротор нагнетателя состоит из вала 2, на конец которого на шпонке насажено рабочее колесо1. На резьбовой конец вала навинчивается гайка-обтекатель 9. Корпус подшипника нагнетателя разделяется перегородкой 7 на две полости – загазованного и чистого масла. Каждая полость имеет свой патрубок для его слива. Упорный диск 4, расположенный ближе к рабочему колесу, имеет кольцевые выступы для уплотнения перегородки 7. Внутри корпуса подшипника установлено реле осевого сдвига ротора 5 для подачи импульса на остановку агрегата при аварийном сдвиге ротора. На крышке корпуса подшипника 6 установлены термометры сопротивления 3, подававшие импульсы на остановку агрегата при аварийном повышении температуры вкладышей или упорных колодок подшипника. Ротор нагнетателя усиановлен на опорный 8 и опорно-упорный 6 подшипники скальжения.

Рис. 7.2 Центробежный нагнетатель 280 – 11 – 1 (2).

Широкое распространение на газопроводах получили нагнетатели НЗЛ типов 370 и 520 с приводом соответственно от газотурбинных установок ГТ- -750- 6 мощностью 6000 кВт и ГТК-10-2 мощностью 10000 кВт уже с тангенциальным подводом газа.

Общий вид нагнетателя 520-11-1 приведен на Рис. 7.3. Корпус нагнетателя имеет вертикальный разъем, тангенциальные соосные входные и выходные патрубки.

Рис. 7.3 Неполнонапорный одноступенчатый центробежный нагнетатель 520-11-1.

Нагнетатель состоит из сварно-литого корпуса 4 бочкообразной формы. В корпусе нагнетателя установлена улитка 5 и закреплен с помощью болтового соединения диффузор 2 с цельнофрезерованными лопатками. Улитка 5 прижимается крышкой 6 корпуса нагнетателя. В верхней части корпуса нагнетателя на специальной площадке сварной конструкции установлен аккумулятор масла 1.

Нагнетатель снабжен независимой масляной системой уплотнения, позволяющей значительно снизить количество загазованного масла. Ротор нагнетателя образует единый сварочный узел, который, имея горизонтальный разъем, позволяет относительно легко проверять правильность взаимного расположения деталей.

На НЗЛ впоследствии были разработаны и полнонапорные двухступенчатые нагнетатели типов 235-21 и 650-21 для агрегатов ГТК-10 мощностью 10 мВт и ГНТ-25 мощностью 25 мВт.

Двухступенчатый нагнетатель НЗЛ типа 650-21 приведен на Рис. 7. 4.

Рис. 7.4 Двуступенчатый центробежный нагнетатель НЗЛ типа 650-21.

1-полумуфта, 2- рабочее колесо, 3-лопаточный диффузор, 4- корпус, 5-сборная

камера, 6- крышка, 7- думмис, 8- пакет ротора, 9- гребень упорного подшипника.

Нагнетатель 650-21 имеет литой корпус 4, изготовленный низколегированной стали, с тангенциальными соосно-расположенными входными и выходными патрубками. Корпус имеет один вертикальный разъем. Проточная часть нагнетателя вместе с ротором образует как бы единый сборный узел, допускающий возможность его замены в целом в условиях эксплуатации. Рабочие колеса 2 первой и второй ступеней сжатия несколько различаются между собой по ширине, в остальном их геометрия одинакова. Лопаточные диффузоры 3 и обратные направляющие аппараты – сварной конструкции. За диффузором второй ступени расположена сборная камера 5. Мощность от силовой турбины передается ротору нагнетателя с зубчатых

муфт 1 с бочкообразным зубом. Компенсация осевого усилия осуществляется думмисом 7. В сварной опорной раме располагается поплавковая камера, пусковой насос уплотнения, маслопроводы и т.п.

Первым нагнетателем Свердловского турбомоторного завода (ТМЗ) был нагнетатель Н-300-1,23 для газотурбинной установки ГТ-6-750 мощностью 6000 кВт. На базе нагнетателя Н-300-1,23 была разработана и выпущена серия нагнетателей на давления 5,5 и 7,5 МПа. Несколько модификаций линейных и дожимных нагнетателей мощностью 16 МВт было выпущено заводом для агрегата ГТН-16 на давление 7,5 МПа со степенью сжатия 1,45-1,50.

В настоящее время на газопроводах страны эксплуатируются нагнетатели различных типов, в том числе и зарубежного производства. Характеристики некоторых типов центробежных нагнетателей приведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1.

Характеристики центробежных нагнетателей для транспорта газов.

7.2. Характеристики центробежных нанетателей.

Каждый тип нагнетателя определяется своей характеристикой, которая строится при его натурных испытаниях. Под характеристикой нагнетателя принято понимать зависимость степени сжатия e, политропического КПД (h пол.) и удельной приведенной мощности (N i /r в) пр. от приведенного объемного расхода газа Q пр. Строятся такие характеристики для заданного значения газовой постоянной R пр. , коэффициента сжимаемости z пр. , показателя политропы, принятой расчетной температуры газа на входе в нагнетатель Т в в заданном диапазоне изменения приведенной относительной частоты вращения вала нагнетателя (n/n 0) пр.

Типовая характеристика нагнетателя типа 370-18-1 приведена на Рис. 7.5. Характеристики других типов нагнетателей имеют такой же вид, как для неполнонапорных, так и для полнонапорных нагнетателей.

В последние годы характеристики центробежных нагнетателей, представленные в форме Рис. 7.5 стали перестраивать в форме единой зависимости F (Q), Рис. 7.6. В этом случае на графике в точке пересечения координат - степень сжатия () и объемная подача газа (Q, м 3 /мин.) одновременно фиксируются численные значения приведенного политропического КПД нагнетателя (), его приведенные обороты () и приведенная внутренняя мощность на валу нагнетателя ().

Расчетные соотношения (7.1-7.4) для вычисления параметров газа по первой форме представления характеристики нагнетателя естественно справедливы и для второй формы отражения его параметров.

Пользуются характеристиками нагнетателей следующим образом. Зная фактические значения величин R, z, T B , n для данных условий, по соотношению 7.1 определяют приведенную относительную частоту вращения нагнетателя (n/n 0)пр. По известной степени сжатия с использованием характеристики нагнетателя (Рис. 7.1) находят объемный расход газа Q 0 , а по соотношению 7,2 определяется приведенный объемный расход газа Q пр. . По соответствующим кривым характеристики нагнетателя (Рис. 7.5) определяется политропический КПД h пол. и приведенная внутренняя мощность нагнетателя (N i /r B)пр. :

(7.1)

Q пр. = Q 0 (7.2)

где n 0 и n – соответственно номинальная и текущая частота вращения силового вала; Q пр. – приведенная объемная производительность нагнетателя.

Внутренняя мощность, потребляемая нагнетателем, определяется соотношением:

N i = (7.3)

В соотношениях 7.1- 7.3 индексом «0» отмечен номинальный режим работы нагнетателя; индексом «в» – отмечены параметры газа на входе в нагнетатель. Плотность газа на входе в нагнетатель r в, кг/м 3 определяется по соотношению:

где р в, Т В – соответственно абсолютное давление газа на входе в нагнетатель (р в, МПа) и абсолютная температура газа на линии всасывания, К.

Эффективная (фактическая) мощность на муфте силовой турбины, кВт; N e = N i + N мех. , где N мех. – механические потери; для газотурбинного привода N мех. = 100 кВт.

Расчетный рабочий расход газа Q пр. для нагнетателей должен быть примерно на 10-12% больше крайних левых значений расхода на его характеристике, соответствующего условиям начала срыва потока газа по нагнетателю (зоне помпажа). На Рис. 7.5 этому режиму соответствует подача газа на уровне примерно 360 м 3 /мин.

Рис. 7.5. Приведенные характеристики нагнетателя 370-18-1

при Т пр. = 288 К; z пр. =0,9; R пр. = 490 Дж/(кгК).

Наличие надежных приведенных характеристик при эксплуатации газотурбинного привода позволяет обслуживающему персоналу определять характеристики работающих агрегатов и выбирать наилучший режим их работы в зависимости от конкретных условий.

К сожалению характеристики, представленные на Рис 7.5. и Рис. 7.6 в эксплуатационных условиях не всегда являются достаточно надежными. Характеристики одного и того же типа нагнетателя не всегда идентичны друг другу. Кроме того, в эксплуатационных условиях в силу определенного износа проточной части нагнетателя эти характеристики в той или иной степени сдвигаются одна относительно другой. В наибольшей степени, как показывает опыт эксплуатации, сдвигается характеристика зависимости КПД нагнетателя от приведенного расхода газа, что естественно вызывает и определенные неточности при проведении расчетов.

В этом случае в ряде случаев целесообразно использовать расчетные характеристики, производные от паспортных, например, для определения политропического КПД нагнетателя.

При определении этих расчетных характеристик необходимо принимать во внимание, что функции состояния природного газа, в частности, энтальпия, в отличии от идеального газа, определяются в зависимости от двух параметров, например температуры и давления: h = f (P,T).

Тогда, полный дифференциал этой функции h есть сумма частных производных, т.е.:

dh = (а)

Рассматривая выражение (а) при h = idem, необходимо знаки полных дифференциалов dP и dT заменить на знаки частных производных

(в)

откуда непосредственно следует:

(г)

(д)

где с р – истинная теплоемкость газа при постоянном давлении, определяемая как частная производная энтальпии по температуре; D h - коэффициент Джоуля-Томсона в изоэнтальпийном процессе, характеризующая изменение температуры по давлению, К/Па.

С учетом соотношения (а) интегральное значение изменения энтальпии (удельной работы сжатия) будет определяться соотношением:

Приведенная разность энтальпии газа (или реальная приведенная удельная работа нагнетателя):

(7.5а)

Приведенная удельная потенциальная работа (удельная работа обратимого процесса сжатия):

Из сопоставления уравнений (7.5) и (7.6) определяется политропический КПД нагнетателя в реальных условиях его работы:

где соответственно перепад температуры и давления газа по нагнетателю; с pm – теплоемкость природного газа; D h – коэффициент Джоуля-Томсона, К/Па.

Принимая во внимание, что основным компонентом природного газа является метан, процентное содержание которого находится на уровне в 90-94%, в инженерных расчетах определение теплоемкости газа и коэффициента Джоуля-Томсона без большой погрешности можно определять по характеристике метана (Рис. 7,7; 7.8).

Рис. 7.7 Зависимость теплоемкости (с р) метана от давления и температуры газа.

Рис. 7.8 Зависимость коэффициента Джоудя-Томсона от давления

и температуры газа.

Следует заметить, что для центробежных нагнетателей газа, как и для осевых компрессоров, присуще такое же явление, как помпаж.

Помпаж центробежного нагнетателя сопровождается теми же внешними признаками, что и помпаж осевого компрессора: хлопки, сильная вибрация нагнетателя, периодические толчки, колебания частоты вращения и температуры газов ГТУ и т.д.

Причинами возникновения помпажа в нагнетателе являются: колебания давления в газопроводе, неправильная или несвоевременная перестановка кранов в трубной обвязке нагнетателя, снижение частоты вращения нагнетателя ниже допустимой, попадание посторонних предметов на защитную решетку нагнетателя и ее обледенение и т. д.

В настоящее время существует достаточно много противопомпажных автоматических систем, позволяющих не допустить попадание нагнетателя в зону помпажа и сигнализирующих о приближении рабочей точки к границе помпажа. Наиболее распространенные системы основаны на сопоставлении величины расхода газа с создаваемым нагнетателем напором с последующим воздействием на перепускной кран. Специальный регулятор, рассчитывая расстояние рабочей точки от границы помпажа, воздействует на перепускной клапан и перепускает часть газа с выхода нагнетателя на вход, чем и осуществляется устойчивость режима работы нагнетателя .

Принципиальная характеристика нагнетателя с линиями ограничения по помпажу приведена на Рис. 7.9. Данная система антимопажной защиты обеспечивает положение рабочей точки нагнетателя в правой зоне от линии границы помпажа (Рис. 7.9, линия 111). Это достигается открытием перепускного (антипомпажного) крана на величину, необходимую для поддержания минимального расхода. Точка на характеристике нагнетателя, соответствующая открытию клапана, является линией контроля помпажа (Рис. 7.9, линия 1). Расстояние между линией контроля и линией границы помпажа определяет предел безопасности или зону контроля помпажа (заштрихованная площадь). Открытие перепускного клапана увеличивается по мере перехода рабочей точки в зону контроля помпажа. Зона контроля помпажа имеет две области регулирования: область регулирования между линиями 1 и 11 соответствует малым возмущениям потока газа; область регулирования между линиями 11 и 111 соответствует большим возмущениям потока газа.

Рис. 7.9 Принципиальная характеристика нагнетателя с линиями ограничения

по помажу.

Q – Объемный расход газа; относительный напор; 1 – нормальный режим работы нагнетателя; 1 1 - режим работы нагнетателя после открытия перепускного клапана; 1 11 - режим полного открытия перепускного крана; 1 111 – режим работы нагнетателя с малыми возмущениями;

1 – линия контроля помпажа; 11 – линия ограничения больших возмущений; 111 – линия границы помпажа; 1U – линия ограничения числа хлопков.

7.3. Политропический КПД нагнетателя.

При рассмотрении основ термодинамического расчета циклов ГТУ и определение характера изменения их КПД и удельной работы в функции соотношения давлений сжатия по осевому компрессору () нельзя считать, строго говоря, принятые для расчета относительные значения КПД осевого компрессора и газовой турбины вполне реальными для широкого диапазона значений (), так как в действительности значения () также изменяются в зависимости от (). Так, в случае осевого компрессора, КПД его проточной части получается ниже КПД его отдельной ступени, а КПД многоступенчатой турбины – выше КПД одной ступени.

Увеличенный перепад температуры в ступени компрессора (по сравнению с адиабатическим перепадом) вызывает в следующей ступени при неизменной степени повышения давления более значительное повышение температуры, чем то, которое потребовалось бы для осуществления всего процесса сжатия с КПД, равным КПД отдельной ступени; и, наоборот, если во второй ступени имеет место такое же повышение температуры, как в первой ступени, то общая степень повышения давления будет ниже того значения, которое можно было бы получить в одной ступени с таким же КПД. В ступени турбины, напротив, возвращенное тепло может быть использовано в следующей ступени, так что сумма изоэнтропийных теплоперепадов превышает общий изоэнтропийный теплоперепад. Поэтому общий изоэнтропийный КПД проточной части турбины выше КПД отдельной ступени.

Влияние возвращенного тепла возрастает с увеличением числа ступеней компрессора или турбины и проявляется в расхождении изобар в диаграмме T - S.

Если с другой стороны, считать в компрессоре неизменной общую степень повышения давления и определять КПД по полной степени повышения давления от входного до выходного фланцев, то в этом случае уменьшение числа ступеней будет вызывать снижение КПД из-за увеличения относительного влияния потерь в патрубках.

По литропический КПД можно рассматривать как КПД бесконечно малой ступени сжатия или расширения; следовательно, общий КПД, основанный на этом представлении, не зависит от числа ступеней действительной машины, а зависит только соотношения давлений сжатия (). Поэтому политропический КПД часто используется для оценки совершенства процесса сжатия в центробежных нагнетателях.

Диаграммы Рис. 7. 10 а и б поясняют определение политропического КПД, (). Бесконечно малому изменению давления (dp) соответствует адиабатическое (dT 1) и действительное (dT) изменение температуры.

Связь между политропическим и общим адиабатическим КПД процесса вытекает из сопоставления уравнений (7.15) и (7.16).

Для политропического процесса в соответствии с уравнением (7.16) имеем:

(7.17)

В случае адиабатического процесса сжатия, имеем.

Нагнетатель СПЧ 235-1,4/76-16/5300 АЛ 31 предназначен для сжатия природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Степен сжатия - 1,45.сНагнетательсвсразрезесприведенсвсрисункес1.8. Нагнетатель состоит из цилиндра (корпуса) и пакета нагнетателя. Цилиндр нагнетателя выполнен из литой стали, не имеет горизонтального разъема, входной и выходной патрубки выполнены за одно целое с цилиндром и имеют приварныесфланцысДус680сдлясприсоединениясксгазопроводу. Пакет нагнетателя выполнен по схеме «пакет на крышке» состоит из ротора, диафрагмы всасывающей, средней части, нагнетательной части, лабиринтных уплотнений, торцевых уплотнений, и опорных подшипников, упорного вкладыша, вкладыша и винтового насоса. Нагнетательная часть выполнена из кованой стали и имеет упругую диафрагму для компенсации осевых температурных деформаций и создания усилий, сжимающих части пакета. Нагнетательная част является одновременномискрышкойсцилиндра. Средняя часть представляет собой стальной сварно-литой элемент, не имеющийсгоризонтальногосразъема. Центровка частей пакета производится при помощьи выступающих поясков на крайних частях пакета, выполненных с высокой точностью. Части пакета по вертикал ным разъемам связаны крепежными элементами. Все элементы, входящие в пакет, кроме подшипников не имеют горизонтальных разъемов, что дает возможность повысит точность изготовления посадочных поверхностей и снизить перетечки газа при работе нагнетателя. Утечкам газа препятствуют лабиринтные уплотнения. состоящие из обойм с начеканенными в них латунными гребнями. В нагнетателе применена система концевых уплотнений вала типовой конструкции, состоящая из торцевых уплотнений и опорных подшипников полного давления Осевые усилия, действующие на ротор нагнетателя, воспринимаются опорным подшипником с выравнивающим устройством для равномерного нагружения колодок подшипника. Ротор нагнетателя соединяется ссприводом нагнетателя посредством эластичной муфты, не требующей смазки. Во избежание попадания масла в полост, в которой вращается муфта, и для охлаждения последней, в кожух муфты подается воздух из системы обдува привода трансмиссии. Каждый тип нагнетателя характеризуется своей характеристикой(рисунок 1.9), которая строится при его натурных испытаниях. Под характеристикой нагнетателей принято понимат Зависимость степени сжатия, политропического КПД () и мощности N от объемного расхода газа Q. Строятся такие характеристики для заданного значения газовой постоянной R З, показателя адиабаты k, принятой расчетной температуры газа на входе в нагнетатель T н в принятом диапазоне изменения приведенной относительной частоты вращения.

Рисунок 1.8 - Нагнетатель СПЧ 235-1,4/76-16/5300 АЛ 31

1 - ротор; 2 - подшипники; 3 - торцевые уплотнения; 4 - лабиринтные уплотнения; 5 - диффузоры; 6 - обратный направляющий аппарат

Рисунок 1.9 - Газодинамические характеристики нагнетателя СПЧ 235-1,4/76-16/5300 АЛ 31

Q-производительность объёмная; ?-отношение давлений; з-политропный КПД;

N-потребляемая мощность.

Начальные условия: Т н = 288° К; Р к = 7,45 МПа; R з = 454,6 Дж/кг·К; k=1,312;

Частота вращения ротора n, мин: 1-5565; 2-5300; 3-5000; 4-4600; 5-4200; 6-3700

Основные параметры нагнетателя 235-21-1 приведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11 - Основные параметры нагнетателя СПЧ 235-1,4/76-16/5300 АЛ 31

Ключевые слова

Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы - Крюков О.В.

Предложен комплексный анализ перспектив совершенствования функциональных возможностей и энергетических характеристик центробежных нагнетателей газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Показано, что энергосберегающий подход к реализации требований повышения эффективности и полезного использования энергии технологических установок и агрегатов на объектах топливно-энергетического комплекса предусматривает необходимость проведения газодинамических исследований на газоперекачивающих агрегатах дожимных и линейных компрессорных станций . Обоснованы причины появления нерасчетных режимов работы магистральных газопроводов, которые связаны с изменением их конфигураций, изменением параметров агрегатов, с колебаниями рельефных и природных факторов, а также перераспределением нагрузок газа между цехами. Проведен анализ натурных испытаний различных центробежных нагнетателей с типовыми степенями сжатия и использованием сменных проточных частей. Сопоставлены основные характеристики нагнетателей типа 235-21-1 и 235 СПЧ 1,32/76 5000 по температуре и потребляемой мощности. Исходные неэффективные их режимы на компрессорных станциях объясняются начальным рассогласованием газодинамических параметров агрегатов с характеристиками сети газопроводов и снижением производительности по сравнению с проектом. Рассмотрены принципы и состав технологической цепи реализации технических средств и алгоритмов энергоэффективных технологий с получением дополнительных эффектов энергосбережения. Показанные в статье косвенные резервы по снижению расхода электроэнергии на компрессорных станциях обеспечиваются, в частности, дозагрузкой параллельно работающих агрегатов по подаче и по мощности, устойчивостью совместной работы в рамках цеха и ограничениями возможности попадания в зону помпажа. Предложены рекомендации по дальнейшему совершенствованию характеристик центробежных нагнетателей мегаваттного класса на газотурбинных компрессорных станциях .

Похожие темы научных работ по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы - Крюков О.В.

• Пуск электроприводных газоперекачивающих агрегатов

  2016 / Крюков О.В.

• Выбор высоковольтных преобразователей частоты для электроприводного газоперекачивающего агрегата путем моделирования их характеристик

  2017 / Степанов С.Е.

• Формирование стабильных режимов работы электроприводов турбокомпрессоров с вычислителями угла нагрузки

  2016 / Крюков О.В.

• Результаты исследования мониторинга приводных электродвигателей газоперекачивающих агрегатов

  2015 / Крюков О.В.

• Инвариантная система управления электроприводом вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения газа

  2016 / Крюков О.В.

• Анализ структур преобразователей частоты для технологически связанных электроприводных газоперекачивающих агрегатов

• Энергоэффективность электроприводных газоперекачивающих агрегатов

  2015 / Крюков Олег Викторович

• Комплексная оптимизация энергопотребления агрегатов компрессорных станций

  2015 / Крюков О.В.

• Энергетическая оптимизация транспортных потоков газа с помощью электроприводных агрегатов

  2016 / Крюков Олег Викторович

• Аналитические модели транспорта газа

  2017 / Крюков Олег Викторович

The complex analysis of prospects of improvement of functionality and power characteristics of centrifugal superchargers of gas at compressor stations of the main gas pipelines is offered. It is shown that energy saving approach to implementation of requirements of increase in efficiency and useful use of energy technological installations and units on objects of fuel and energy complex provides need of carrying out gas-dynamic researches on gas-distributing units of booster and linear compressor stations. The reasons of emergence of off-design operating modes of the main gas pipelines which are connected with change of their configurations, change of parameters of units, fluctuations of relief and natural factors, and also redistribution of loadings of gas between shops are proved. The analysis of natural tests of various centrifugal superchargers with standard extents of compression and use of replaceable flowing parts is provided. The main characteristics of superchargers of 235-21-1 and 235 type of HRC 1,32/76 5000 on temperature and power consumption are compared. Their initial inefficient modes at compressor stations have a talk an initial mismatch of gas-dynamic parameters of units with characteristics of network of gas pipelines and decline in production in comparison with the project. The principles and structure of a technological chain of realization of a technical means and algorithms of energy efficient technologies with obtaining additional effects of energy saving are considered. The indirect reserves shown in article on decrease in an expense of the electric power at compressor stations are provided, in particular, with additional charge in parallel of the working units on giving and on power, stability of collaboration within the shop and restriction of hit in a surge zone. Recommendations about further improvement of characteristics of centrifugal superchargers of a megawatt class at gas-turbine compressor stations are offered.

Текст научной работы на тему «Характеристики совместимости энергоэффективных центробежных нагнетателей газа»

2017 Электротехника, информационные технологии, системы управления № 22 УДК 62-52:656.56

О.В. Крюков

АО «Гипрогазцентр», Нижний Новгород, Россия

ХАРАКТЕРИСТИКИ СОВМЕСТИМОСТИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАГНЕТАТЕЛЕЙ ГАЗА

Предложен комплексный анализ перспектив совершенствования функциональных возможностей и энергетических характеристик центробежных нагнетателей газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Показано, что энергосберегающий подход к реализации требований повышения эффективности и полезного использования энергии технологических установок и агрегатов на объектах топливно-энергетического комплекса предусматривает необходимость проведения газодинамических исследований на газоперекачивающих агрегатах до-жимных и линейных компрессорных станций. Обоснованы причины появления нерасчетных режимов работы магистральных газопроводов, которые связаны с изменением их конфигураций, изменением параметров агрегатов, с колебаниями рельефных и природных факторов, а также перераспределением нагрузок газа между цехами. Проведен анализ натурных испытаний различных центробежных нагнетателей с типовыми степенями сжатия и использованием сменных проточных частей. Сопоставлены основные характеристики нагнетателей типа 235-21-1 и 235 СПЧ 1,32/76 - 5000 по температуре и потребляемой мощности. Исходные неэффективные их режимы на компрессорных станциях объясняются начальным рассогласованием газодинамических параметров агрегатов с характеристиками сети газопроводов и снижением производительности по сравнению с проектом. Рассмотрены принципы и состав технологической цепи реализации технических средств и алгоритмов энергоэффективных технологий с получением дополнительных эффектов энергосбережения. Показанные в статье косвенные резервы по снижению расхода электроэнергии на компрессорных станциях обеспечиваются, в частности, дозагрузкой параллельно работающих агрегатов по подаче и по мощности, устойчивостью совместной работы в рамках цеха и ограничениями возможности попадания в зону помпажа. Предложены рекомендации по дальнейшему совершенствованию характеристик центробежных нагнетателей ме-гаваттного класса на газотурбинных компрессорных станциях.

Ключевые слова: центробежный нагнетатель; сопоставление характеристик, газоперекачивающий агрегат; компрессорная станция; энергоэффективность.

JSC «Giprogazcenter», Nizhny Novgorod, Russian Federation

CHARACTERISTICS OF COMPATIBILITY OF ENERGY EFFICIENT CENTRIFUGAL SUPERCHARGERS OF GAS

The complex analysis of prospects of improvement of functionality and power characteristics of centrifugal superchargers of gas at compressor stations of the main gas pipelines is offered. It is shown that energy saving approach to implementation of requirements of increase in efficiency and useful use of energy technological installations and units on objects of fuel and energy complex provides need of

carrying out gas-dynamic researches on gas-distributing units of booster and linear compressor stations. The reasons of emergence of off-design operating modes of the main gas pipelines which are connected with change of their configurations, change of parameters of units, fluctuations of relief and natural factors, and also redistribution of loadings of gas between shops are proved. The analysis of natural tests of various centrifugal superchargers with standard extents of compression and use of replaceable flowing parts is provided. The main characteristics of superchargers of 235-21-1 and 235 type of HRC 1,32/76 - 5000 on temperature and power consumption are compared. Their initial inefficient modes at compressor stations have a talk an initial mismatch of gas-dynamic parameters of units with characteristics of network of gas pipelines and decline in production in comparison with the project. The principles and structure of a technological chain of realization of a technical means and algorithms of energy efficient technologies with obtaining additional effects of energy saving are considered. The indirect reserves shown in article on decrease in an expense of the electric power at compressor stations are provided, in particular, with additional charge in parallel of the working units on giving and on power, stability of collaboration within the shop and restriction of hit in a surge zone. Recommendations about further improvement of characteristics of centrifugal superchargers of a megawatt class at gasturbine compressor stations are offered.

Keywords: centrifugal supercharger; comparison of characteristics, gas-distributing unit; compress weed station; energy efficiency.

Введение. Проблема эффективности эксплуатационных режимов центробежных нагнетателей (ЦБН) природного газа возникает в связи с неизбежными отклонениями в реальной работе магистральных газопроводов (МГ) от проектных условий . Это объясняется тем, что при проектировании МГ и установленной мощности ЦБН на компрессорных станциях (КС) в основном рассматриваются 3 расчетных режима: зимний, летний и среднегодовой (межсезонный) . Реже выполняется более детальное исследование с помесячными расчетами режимов ЦБН . Практика проектирования и эксплуатации газоперекачивающих агрегатов (ГПА) показала, что в большинстве случаев для этого достаточно рассмотреть только стационарные режимы подачи газа .

Однако в результате развития структуры Единой системы газоснабжения РФ, появления новых крупных источников и потребителей газа, изменения объемов добычи и потребления величина и даже направление газопотоков могут значительно изменяться, вплоть до реверсивных поставок . Поэтому режимы работы МГ и особенно производительность его ЦБН на отдельных участках могут существенно отличаться от расчетных. Кроме того, причинами возникновения нерасчетных режимов являются непроектное давление и температура газа у его поставщиков, которые чаще всего изменяются случайным образом . Как правило, снижение начального давления МГ служит причиной снижения его производительности и увеличения удельной энергоемкости .

Таким образом, нерасчетные режимы связаны с техническим, технологическим и климатическим состоянием МГ и возникают по причинам:

Отклонения от проекта по конфигурации газопровода;

Изменения по составу и характеристикам производственных мощностей;

Неудовлетворительного состояния оборудования ГПА, КС и линейного производственного участка (ЛПУ);

Значительных колебаний метеорологических факторов (по сравнению с расчетными), связанных с изменениями климата в России в последние годы;

Неоптимального управления МГ, включая нештатное распределение нагрузки между КС, цехами на многоцеховых КС и отдельными ГПА в КС.

Поскольку режим работы КС МГ практически определяется производительностью газопровода, главной задачей ГПА является необходимость постоянно поддерживать номинальное давление газа на выходе КС независимо от влияния всех внешних возмущений детерминированной или стохастической природы . Системное решение этой задачи позволяет обеспечить оптимальную загрузку ГПА, максимальную энергоэффективность линейных участков, КС МГ и высокую надежность .

Все это обусловливает необходимость внедрения комплекса современных инновационных энергосберегающих технологий при реконструкции и модернизации КС с ГПА, а также при новом строительстве КС , а именно:

1) увеличение единичной мощности ГПА до 50 МВт с учетом планируемых объемов транспортируемого газа и долгосрочных перспектив МГ;

2) применение осевых компрессоров на ГПА с КПД до 90 %, обеспечивающих снижение энергопотребления, в том числе снижение потерь газа до 8 %;

3) повышение эффективности низконапорных режимов транспорта газа на разгруженных МГ или на отдельных участках с экономией до 10 %;

4) согласование газодинамических и энергетических характеристик ГПА и газопроводов за счет внедрения новых высокоэкономичных

сменных проточных частей ЦБН и перевода цехов на более экономичное полнонапорное сжатие с переобвязкой агрегатов (эффект экономии электроэнергии до 10 %);

5) внедрение новых конструкторских решений ГПА с объединением ЦБН и привода в едином корпусе с реализацией безредукторных и безмасляных технологий электромагнитного подвеса с минимизацией площадей, повышения надежности и снижения эксплуатационных расходов.

При этом обеспечивается также возможность реализации инновационных энергосберегающих технологий эксплуатации МГ:

Оптимизация режимов электроприводных КС на основе применения системных программно-оптимизированных комплексов с экономией газа до 4 %;

Регулирование режимов работы аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа на основе применения преобразователей частоты (ПЧ) в приводе вентиляторов АВО газа с эффектом экономии электроэнергии до 20 %;

Внедрение турбодетандерных установок на газораспределительных станциях с возможностью выработки электроэнергии до 50 млрд. кВт- ч/год;

Повышение гидравлической эффективности ЛПУ с учетом потоковой загрузки ЛПУ МГ на основе установки комплектов камер приема-запуска очистных устройств, позволяющих проводить очистку полости трубопроводов, своевременную диагностику и ремонт для поддержания гидравлической эффективности МГ на нормативном уровне (сокращение затрат до 2 %).

Характеристики нагнетателей и их влияние на привод. Как известно, центробежные нагнетатели представляют собой лопаточные компрессорные машины с соотношением давления сжатия свыше 1,1, которые не имеют специальных устройств для охлаждения газа в процессе его сжатия. Они могут быть неполнонапорными (одноступенчатые) и полнонапорными. Первые, имеющие степень сжатия в одном ЦБН 1,25-1,27, используются при последовательной схеме комприми-

рования газа на КС, вторые - полнонапорные, имеющие 8 = 1,45___1,51,

используются при коллекторной схеме обвязки КС.

Типовой параметрический ряд ЦБН, используемых в транспорте природного газа, представлен в табл. 1, а современный технический

уровень эффективности серийно выпускаемых газовых компрессоров -в табл. 2.

Важной характеристикой нагнетателя является его производительность. Применительно к МГ различают объемную () (м3/мин), массовую О (кг/ч) и коммерческую подачу газа <2к (млн-Нм3/сут). Перевод величин в другие осуществляется с использованием уравнения Клапейрона с поправкой на сжимаемость газа: г, Р\ = гЯТ.

Таблица 1

Типовой параметрический ряд ЦБН

Тип КС и ЦБК Отношение давлений Давление газа на ¡ыходе ЦБК, МПа

ЛКС, <кполнонапорнь ЦБК 1,25 1,35 1,44 (1(50) ТЙЙ 5,5 5,5 5,5 7,45 7.45 7,45 7,45 3,3 8,3 Юр Юр 12р Ир

ДКС, мн огост упенчать |й ЦБК (длинный корпус) 1,25 1,44 1,70 2,20 3,00 5,00 1 "| 1 1 ! 4.°: : 2,8 1 !20 ! 1 1,5 1 ■ 1 5,5 4,5 4,0 3,0 1 | 7,45 \ 7,45 \ ~1Ш I 6,00 I 6,6 8,5 9,5 8,5 Г I I _ ! 120 | 120 I 120 I

КС ПХГ, мн огост упенча1 ь |й ЦБК традиционной схемы 1,70 2,20 3,00 2,0 4,5 4,0 7,45 7,45 7,45 ш 14,7 14.7 21 р

КС ПХГ, деухсекционнь |й ЦБК [компрессорная установка типа «тандем) с перехльсчением секций по схеме Парал. 1,44 Послед. 2,20 Парал. 1,75 Послед. 3,00 Парал. 2,20 Послед. 5,00 5,5 7,45 ! 7,45 \ " 5,5 ! ■ 1 " 8,3 ! : т: ■ 1 10,5 14,7 10(5 24р! 12,5 , 21,0 \ 16р I зер " 25р " | 42р \ 1 1 \ 22р 1 1 50р I 1 1 ; 28р; I 6Вр 1 ■ 1

нкс ■2,70 ш 22(8 22В

При использовании О, характеризующей количество газа, протекающего в единицу времени через сечение всасывающего патрубка, применяется уравнение Клапейрона-Менделеева с использованием также поправки на сжимаемость газа г, PQ = ОгКТ.

Таблица 2

Технический уровень эффективности серийно выпускаемых газовых ЦБН

Класс мощности, МВт Отношение давления Полит] ропный КПД (%) при выходном давлении, МПа

2,0 2,8 4,0 4,5 5,5 6,0 6,5 7,45 9,5 12,5 14,7 15,7

6-8 1,25 82 85 85 85

1,44 80 80 82 84

1,70 80 78 78 80 80 82 76

2,20 77 75 76 75 75 76 76 74 74

10-12,5 1,25 85 85

16-25 1,25 85 85

1,44 82 85 86 82

1,70 74 80 78 80 78 78 70

2,20 80 80 80 75 70

Примечание. Показатели относятся к серийной товарной продукции. Перспективные разработки и прототипы могут иметь показатели КПД на 1,5-3 % больше

Коммерческая подача Qк определяется по параметрам состояния во всасывающем патрубке, приведенным к нормальным физическим условиям ^ = 20 °С; Р = 0,101 МПа). Для определения коммерческой подачи используется уравнение Клапейрона для стандартных условий: Р0у0 = ЛТ0; Qk = О/ р0 и р0 = Р0 / ЛТ0. Особенности и эксплуатационные качества каждого ЦБН определяются его характеристиками при натурных испытаниях.

Совокупность характеристик нагнетателей - это зависимости степени сжатия е, политропического КПД (ппол) и удельной приведенной мощности (N / рн) от приведенного объемного расхода газа Qпр.

Строятся такие характеристики для заданного значения газовой постоянной ^пр, коэффициента сжимаемости гпр, показателя адиабаты, принятой расчетной температуры газа на входе в нагнетатель Тв в принятом диапазоне изменения приведенной относительной частоты вращения (п / п0)пр. Типовая характеристика нагнетателя типа 370-18-1 приведена на рис. 1.

250 300 350 400 450 500 550

№об ] ппр. м3/ мин

Рис. 1. Характеристики ЦБН 370-18-1

при Тн пр = 288 К; 2пр = 0,9; ^пр = 490 Дж/(кг- К)

По этим характеристикам определяют политропический КПД и приведенную внутреннюю мощность нагнетателя (N / рп) :

2пр ^р Тпр

Qпр = Qв (2)

Внутренняя мощность, потребляемая ЦБН, определяется соотношением:

^=(%1-М-р- (3)

В соотношениях (1)-(3) индексом «0» отмечен номинальный режим работы нагнетателя; индексом «в» - параметры на входе в нагнетатель. Плотность газа р при всасывании, кг/м, определяется по соотношению:

р = РВх 106/ гЯТ, (4)

где Рвх, Т - абсолютное давление (МПа) и температура (К) при всасывании.

Несмотря на различие характеристик ЦБН, условий их работы и особенностей режимов отдельных МГ, все турбокомпрессоры природного газа имеют следующие закономерности, определяющие их нагрузочные свойства для привода ГПА:

1) зависимость момента нагрузки (квадратическая) и мощности на валу (кубическая) от скорости вращения в соответствии с выражениями (1)-(3);

2) продолжительный режим работы (51 - по общепринятой классификации) с постоянной нагрузкой и редкими пускорегулирующими режимами;

3) отсутствие реверсов и интенсивных торможений, включая противовключение и рекуперативное торможение;

4) ограниченный диапазон регулирования скорости по условиям штатного режима МГ (чаще всего до 2:1);

5) отсутствие перегрузок, скачков момента, рывков и толчков момента;

6) обеспечение высокой надежности ЦБН запасом устойчивости и моторесурса в связи с максимальной категорийностью технологического процесса;

7) приоритетами достижения максимальных энергетических характеристик (КПД и коэффициент мощности) в отличие от динамики.

При разработке и модернизации систем электропривода ЦБН следует также учитывать, что каждой скорости вращения соответствует определенная критическая производительность компрессора, ниже которой возникает неустойчивый помпажный режим. Однако регулирование скорости вниз от номинальной приводит к сокращению зоны помпажа.

Испытания нагнетателей со сменными проточными частями.

В настоящее время экономичность компримирования единицы объема газа электроприводными ГПА уступает соответствующим газотурбинным установкам в связи с отсутствием плавного регулирования скорости СТД. Однако, как показали испытания и анализ работы электроприводных КС, имеются резервы по снижению расхода электроэнергии на компримирование газа даже в нерегулируемом варианте ГПА. Это относится, прежде всего, к нагнетателям серии 235 с приводом от электродвигателей СТД-12500.

Газодинамические испытания, проведенные в ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» на четырех из 94 аналогичных ЦБН, имеющих суммарную установленную мощность 1,175 млн кВт (19,5 % всего парка ГПА ПАО «Газпром»), показали, что два из этих ЦБН имели штатную СПЧ 235-21-3 с номинальной степенью сжатия 8ном = 1,44, а два других - новую низконапорную проточную часть 235 СПЧ 1,32/76-5000 (8ном = 1,32), созданную на ОАО «Невский завод».

Результаты испытаний штатной СПЧ 235-21-3 показали, что ее реальные газодинамические характеристики близки к паспортным. Однако, как установили исследования, штатные ЦБН работали на КС с низкими степенями сжатия (8ном = 1,22^1,30), большими объемными расходами (бпр > 300 м /мин) и низкими паспортными значениями КПД (ппол = = 0,635^0,73). Такая работа приводит к перерасходу электроэнергии на 8^15 % и более по сравнению с штатной работой в номинальном режиме.

Данные неэффективные режимы работы ЭГПА на КС объясняются:

Начальным несогласованием газодинамических характеристик компрессоров и гидравлических характеристик сети газопроводов;

Снижением производительности ГТС по сравнению с проектом. Как свидетельствуют результаты комплексных испытаний и сопоставление характеристик нагнетателей 235-21-1 и 235 СПЧ 1,32/76 - 5000 ЭГПА по температуре (рис. 2) и по потребляемой мощности (рис. 3), эффект от установки новой низконапорной СПЧ для одного компрессора достигает:

Повышение КПД более 8-15 %;

Рост производительности ЭГПА на 6-8 %;

Снижение потребляемой мощности на 500-700 кВт;

Уменьшение температуры компримированного газа на 3,0-3,3 °С.

Обозначения:

1 - нагнетатель 235-21-1

Начальные условия:

Частота вращения, об/мин 5000

Температура начальная, К 288

Давление конечное, МПа 7,45

Показатель адиабаты 1,311 Газовая постоянная, ДЖ/кгК 452,6

Рис. 2. Сопоставление характеристик нагнетателей 235-21-1 и 235 СПЧ 1,32/76 - 5000 ЭГПА по температуре

Обозначения:

1 - нагнетатель 235-21-1

2 - нагнетатель 235СПЧ 1,32/76

Начальные условия:

Частота вращения, об/мин 5000

Температура начальная, К 288

Давление конечное, МПа 7,45

Показатель адиабаты 1,311

Газовая постоянная, ДЖ/кгК 452,6

Рис. 3. Сопоставление характеристик нагнетателей 235-21-1 и 235 СПЧ 1,32/76 - 5000 ЭГПА по потребляемой мощности

Кроме того, имеются косвенные резервы по снижению расхода электроэнергии на КС с различными типами агрегатов за счет: до-загрузки ГПА по производительности и по мощности; устойчивой работы 2-4 ГПА в одном цехе в широком диапазоне производительности как при совместной, так и при автономной работе цехов без попадания ЦБН в помпажную зону.

Проведенный анализ позволяет определить технологический облик современного ЦБН с учетом адаптации к режимам МГ и возможностям ГПА:

Мощностной ряд: 2,5-4-6,3(8,2)-10(12,5)-16-25-32;

Компрессор разрабатывается на основе базового корпуса с вертикальным разъемом, предусматривающего возможность установки комплекта сменных проточных частей с номинальными параметрами в диапазоне значений степени сжатия из типоразмерного ряда, определяемом ГПА:

Линейные модификации: 1,25-1,35-1,44(1,50)-1,70;

Дожимные модификации: 1,25-1,44-1,70-2,20-3,00-5,00;

Для линейных КС предпочтителен вариант применения полностью «сухого» исполнения ЦБН (магнитный подвес с системой уплотнений);

Для дожимных модификаций ЦБН предпочтительным вариантом является «полусухое» исполнение центробежных компрессоров;

Базовые корпуса и их «крышки» должны без доработок допускать применение СПЧ в «масляном», «полусухом» или «сухом» исполнении.

Таким образом, можно выделить следующие перспективные направления совершенствования ГПА:

1) замена неполнонапорных проточных частей ЦБН на полнонапорные с реконструкцией «гитары» в коллекторную;

2) повышение мощности ГПА и установка СПЧ большей на-порности;

3) повышение рабочего давления магистральных газопроводов;

4) применение ЦБН модульного исполнения на мощности до 50 МВт;

5) двухсекционные ЦБН в одном корпусе с охлаждением между секциями;

6) замена ротора ЦБН и подрезка его рабочего колеса.

Библиографический список

1. Milov V.R., Suslov B.A., Kryukov O.V. Intellectual management decision support in gas industry // Automation and Remote Control. - 2011. -Т. 72. - № 5. - С. 1095-1101.

2. Крюков О.В. Сравнительный анализ приводной техники газоперекачивающих агрегатов // Приводная техника. - 2010. - № 5. - С. 2-11.

3. Крюков О.В. Опыт создания эффективных электроприводов газоперекачивающих агрегатов // Труды VIII Междунар. (XIX Всерос. конф. по автоматизированному электроприводу АЭП-2014: в 2 т.; отв. за вып. И.В. Гуляев. - Саранск, 2014. - С. 157-163.

4. Проектирование систем управления электроприводными ГПА / Д.А. Аникин, И.Е. Рубцова, О.В. Крюков, Н.В. Киянов // Газовая промышленность. - 2009. - № 2. - С. 44-47.

5. Пужайло А.Ф., Крюков О.В., Рубцова И.Е. Энергосбережение в агрегатах компрессорных станций средствами частотно-регулируемого электропривода // Компрессорная техника и пневматика. -2012. - № 5. - С. 29-34.

6. Kryukov O.V. Intelligent electric drives with IT algorithms // Automation and Remote Control. - 2013. - Vol. 74. - № 6. - P. 1043-1048.

7. Крюков О.В. Анализ и техническая реализация факторов энергоэффективности инновационных решений в электроприводных турбокомпрессорах // Автоматизация в промышленности. - 2010. - № 10. -С. 50-53.

8. Степанов С.Е., Крюков О.В., Плехов А.С. Принципы автоматического управления возбуждением синхронных машин газокомпрессорных станций // Автоматизация в промышленности. - 2010. - № 6. -С. 29-31.

9. Kryukov O.V. Electric drive systems in compressor stations with stochastic perturbations // Russian Electrical Engineering. - 2013. - Vol. 84. -P. 135-138.

10. Бабичев С.А., Крюков О.В., Титов В.Г. Автоматизированная система безопасности электроприводных ГПА // Электротехника. -2010. - № 12. - С. 24-31.

11. Степанов С.Е., Крюков О.В. Энергосберегающие технические решения для регулируемых электроприводов мегаваттного класса // Электротехника: сетевой электрон. науч. журнал. - 2016. - Т. 3. -№ 3. - С. 55-67.

12. Крюков О.В., Степанов С.Е. Пути модернизации электроприводных ГПА // Електромехашчт i енергозбер1гаюч1 системи. - 2012. -№ 3(19). - С. 209-212.

13. Степанов С.Е., Крюков О.В. Современные электростартеры для пуска газотурбинных агрегатов // Машиностроение: сетевой электрон. науч. журнал. - 2016. - Т. 4. - № 3. - С. 14-21.

14. Крюков О.В., Краснов Д.В. Перспективы применения преобразователей частоты для регулирования производительности электроприводных ГПА // Газовая промышленность. - 2014. - № 6(707). -С. 86-89.

15. Крюков О.В. Регулирование производительности электроприводных газоперекачивающих агрегатов преобразователями частоты // Компрессорная техника и пневматика. - 2013. - № 3. - С. 21-25.

16. Крюков О.В. Анализ моноблочных конструкций электрических машин для газоперекачивающих агрегатов // Машиностроение: сетевой электрон. науч. журнал. - 2015. - Т. 3. - № 4. - С. 53-58.

17. Крюков О.В. Стратегии инвариантных систем управления электроприводами объектов ОАО «Газпром» // Идентификация систем и задачи управления SICPRO"15: тр. X Междунар. конф. / Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН. - М., 2015.- С. 368-386.

18. Крюков О.В. Прикладные задачи теории планирования эксперимента для инвариантных объектов газотранспортных систем // Идентификация систем и задачи управления SICPROv12: тр. IX Междунар. конф. / Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН. -М., 2012. - С. 222-236.

19. Захаров П.А., Крюков О.В. Принципы инвариантного управления электроприводами газотранспортных систем при случайных возмущениях // Вестник Иванов. гос. энергетич. ун-та. - 2008. - № 2. -С. 98-103.

20. Захаров П.А., Крюков О.В. Методология инвариантного управления агрегатами компрессорных станций при случайных воздействиях // Известия вузов. Электромеханика. - 2009. - № 5. - С. 64-70.

21. Крюков О.В., Киянов Н.В. Электрооборудование и автоматизация водооборотных систем предприятий с вентиляторными градирнями: монография. - Н. Новгород: Изд-во НГТУ, 2007. - 260 с.

22. A Concept for the development of invariant automated electric drives for water recycling systems with fan cooling towers / N.V. Kiyanov,

O.V. Kryukov, D.N. Pribytkov, A.V. Gorbatushkov // Russian Electrical Engineering. - 2007. - Vol. 78. - № 11. - P. 621-627.

23. Крюков О.В. Стратегии инвариантных электроприводов газотранспортных систем // Интеллектуальные системы: тр. XI Междунар. симпозиума / под ред. К.А. Пупкова. - М.: Изд-во РУДН, 2014. -С.458-463.

24. Крюков О.В., Степанов С.Е., Бычков Е.В. Инвариантные системы технологически связанных электроприводов объектов магистральных газопроводов // Тр. VIII Междунар. (XIX Всерос.) конф. по автоматизиров. электроприводу АЭП-2014: в 2 т. / отв. за вып. И.В. Гуляев. - Саранск, 2014. - С. 409-414.

25. Крюков О.В., Васенин А.Б. Функциональные возможности ветроэнергетических установок при питании удаленных объектов // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. - 2014. - № 2. - С. 50-56.

26. Васенин А.Б., Крюков О.В., Серебряков А.В. Алгоритмы управления электромеханическими системами магистрального транспорта газа // Труды VIII Междунар. конф. по автоматизированному электроприводу АЭП-2014: в 2 т. / отв. за вып. И.В. Гуляев. - Саранск, 2014. - С. 404-409.

27. Крюков О.В. Частотное регулирование производительности электроприводных газоперекачивающих агрегатов // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. - 2014. - № 6. - С. 39-43.

28. Милов В.Р., Суслов Б.А., Крюков О.В. Интеллектуализация поддержки управленческих решений в газовой отрасли // Автоматизация в промышленности. - 2009. - № 12. - С. 16-20.

29. Babichev S.A., Zakharov P.A., Kryukov O.V. Automated monitoring system for drive motors of gas-compressor units // Automation and Remote Control. - 2011. - Vol. 72. - № 6. - P. 175-180.

30. Крюков О.В., Горбатушков А.В., Степанов С.Е. Принципы построения инвариантных электроприводов энергетических объектов // Автоматизированный электропривод и промышленная электроника: тр. IV ВНПК / под общ. ред. В.Ю. Островлянчика. - Новокузнецк, 2010. - С. 38-45.

31. Крюков О.В., Репин Д.Г. Системы оперативного мониторинга технического состояния энергоустановок для энергетической безопасности компрессорных станций // Газовая промышленность. - 2014. -№ 712. - С. 84-87.

32. Серебряков А.В., Крюков О.В. О новых возможностях технологий Smart Grid // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. -2013. - № 2. - С. 47-48.

33. Крюков О.В. Методология и средства нейронечеткого прогнозирования состояния электроприводов газоперекачивающих агрегатов // Электротехника. - 2012. - № 9. - С. 52-60.

34. Крюков О.В., Степанов С.Е., Титов В.Г. Встроенные системы мониторинга технического состояния электроприводов для энергетической безопасности транспорта газа // Энергобезопасность и энергосбережение. - 2012. - № 2. - С. 5-10.

35. Babichev S.A., Kryukov O.V., Titov V.G. Automated safety system for electric driving gas pumping units // Russian Electrical Engineering. - 2010. - Vol. 81. - № 12. - P. 649-655.

36. Крюков О.В., Серебряков А.В., Васенин А.Б. Диагностика электромеханической части энергетических установок // Електро-мехатчт i енергозберiгаючi системи. - 2012. - № 3(19). - С. 549-552.

37. Крюков О.В. Виртуальный датчик нагрузки синхронных машин // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. - 2014. - № 3. -С. 45-50.

38. Крюков О.В., Серебряков А.В. Метод и система принятия решений по прогнозированию технического состояния электроприводных газоперекачивающих агрегатов // Электротехнические системы и комплексы. - 2015. - № 4(29). - С. 35-38.

1. Milov V.R., Suslov B.A., Kryukov O.V. Intellectual management decision support in gas industry. Automation and Remote Control, 2011, vol. 72, no. 5, pp. 1095-1101.

2. Kriukov O.V. Sravnitel"nyi analiz privodnoi tekhniki gazo-perekachivaiushchikh agregatov . Privodnaia tekhnika, 2010, no. 5, pp. 2-11.

3. Kriukov O.V. Opyt sozdaniia energoeffektivnykh elektroprivodov gazoperekachivaiushchikh agregatov . Trudy VIII Mezhdu-narodnoi (XIX Vserossiiskoi) konferentsii po avtomatizirovannomu elektroprivodu AEP-2014. Saransk, 2014, vol. 2, pp. 157-163.

4. Anikin D.A., Rubtsova I.E., Kriukov O.V., Kiianov N.V. Proektirovanie sistem upravleniia elektroprivodnymi gazoperekachi-vaiushchimi agregatami . Gazovaiapromyshlennost", 2009, no. 2, pp. 44-47.

5. Puzhailo A.F., Kriukov O.V., Rubtsova I.E. Energosberezhenie v agregatakh kompressornykh stantsii sredstvami chastotno-reguliruemogo elektroprivoda . Kompressornaia tekhnika i pnevmatika, 2012, no. 5, pp. 29-34.

6. Kryukov O.V. Intelligent electric drives with IT algorithms. Automation and Remote Control, 2013, vol. 74, no. 6, pp. 1043-1048.

7. Kriukov O.V. Analiz i tekhnicheskaia realizatsiia faktorov energoeffektivnosti innovatsionnykh reshenii v elektroprivodnykh turbo-kompressorakh . Avtoma-tizatsiia vpromyshlennosti, 2010, no. 10, pp. 50-53.

8. Stepanov S.E., Kriukov O.V., Plekhov A.S. Printsipy avtoma-ticheskogo upravleniia vozbuzhdeniem sinkhronnykh mashin gazokomp-ressornykh stantsii . Avtomatizatsiia v promyshlennosti, 2010, no. 6, pp. 29-31.

9. Kryukov O.V. Electric drive systems in compressor stations with stochastic perturbations. Russian Electrical Engineering, 2013, vol. 84, pp. 135-138.

10. Babichev S.A., Kriukov O.V., Titov V.G. Avtomatizirovannaia sistema bezopasnosti elektroprivodnykh GPA . Elektrotekhnika, 2010, no. 12, pp. 24-31.

11. Stepanov S.E., Kriukov O.V. Energosberegaiushchie tekhni-cheskie resheniia dlia reguliruemykh elektroprivodov megavattnogo klassa . Elektrotekhnika: setevoi elektronnyi nauchnyi zhurnal, 2016, vol. 3, no. 3, pp. 55-67.

12. Kriukov O.V., Stepanov S.E. Puti modernizatsii elektroprivodnykh gazoperekachivaiushchikh agregatov . Elektromekhanichni i energozberigaiuchi sistemi, 2012, no. 3(19), pp. 209-212.

13. Stepanov S.E., Kriukov O.V. Sovremennye elektrostartery dlia puska gazoturbinnykh agregatov . Mashinostroenie: setevoi elektronnyi nauchnyi zhurnal, 2016, vol. 4, no. 3, pp. 14-21.

14. Kriukov O.V., Krasnov D.V. Perspektivy primeneniia preobrazo-vatelei chastoty dlia regulirovaniia proizvoditel"nosti elektroprivodnykh gazoperekachivaiushchikh agregatov . Gazovaia promyshlennost", 2014, no. 6(707), pp. 86-89.

15. Kriukov O.V. Regulirovanie proizvoditel"nosti elektroprivodnykh gazoperekachivaiushchikh agregatov preobrazovateliami chastoty . Kompressornaia tekhnika ipnevmatika, 2013, no. 3, pp. 21-25.

16. Kriukov O.V. Analiz monoblochnykh konstruktsii elektricheskikh mashin dlia gazoperekachivaiushchikh agregatov . Mashinostroenie: setevoi elektronnyi nauchnyi zhurnal, 2015, vol. 3, no. 4, pp. 53-58.

17. Kriukov O.V. Strategii invariantnykh sistem upravleniia elektroprivodami ob"ektov OAO «Gazprom» . Труды X Международной конференции "Identifikatsiia sistem i zadachi upravleniia (SICPRO"15)". Moscow: Institut problem upravleniia imeni V.A. Tra-peznikova Rossiiskoi akademii nauk, 2015, pp. 368-386.

18. Kriukov O.V. Prikladnye zadachi teorii planirovaniia eksperimenta dlia invariantnykh ob"ektov gazotransportnykh sistem . Materialy IX Mezhdunarodnoi nauchno-tekhnicheskoi konferentsii "Identifikatsiia sistem i zadachi upravleniia (SICPRO"12)". Мoscow: Institut problem upravleniia imeni V.A. Trapeznikova, 2012, pp. 222-236.

19. Zakharov P.A., Kriukov O.V. Printsipy invariantnogo upravleniia elektroprivodami gazotransportnykh sistem pri sluchainykh vozmu-shcheniiakh . Vestnik Ivanovskogo gosudarstvennogo energeticheskogo universiteta, 2008, no. 2, pp. 98-103.

20. Zakharov P.A., Kriukov O.V. Metodologiia invariantnogo uprav-leniia agregatami kompressornykh stantsii pri sluchainykh vozdeistviiakh . Izvestiia vuzov. Elektromekhanika, 2009, no. 5, pp. 64-70.

21. Kriukov O.V., Kiianov N.V. Elektrooborudovanie i avtoma-tizatsiia vodooborotnykh sistem predpriiatii s ventiliatornymi gradirniami . Nizhny Novgorod: Nizhegorodskii gosudarstvennyi tekhnicheskii universitet, 2007. 260 p.

22. Kiyanov N.V., Kryukov O.V., Pribytkov D.N., Gorbatushkov A.V. A Concept for the development of invariant automated electric drives for water recycling systems with fan cooling towers. Russian Electrical Engineering, 2007, vol. 78, no. 11, pp. 621-627.

23. Kriukov O.V. Strategii invariantnykh elektroprivodov gazo-transportnykh sistem . ХI Mezhdunarodnyi simpozium "Intellektual"nye sistemy", 30 June - 4 July 2014. Moscow: Rossiiskii universitet druzhby narodov, 2014, pp. 458-463.

24. Kriukov O.V., Stepanov S.E., Bychkov E.V. Invariantnye sistemy tekhnologicheski sviazannykh elektroprivodov ob"ektov magistral"nykh gazoprovodov . Trudy VIII Mezhdunarodnoi (XIX Vse-rossiiskoi) konferentsii po avtomatizirovannomu elektroprivodu AEP-2014. Saransk, 2014, vol. 2, pp. 409-414.

25. Kriukov O.V., Vasenin A.B. Funktsional"nye vozmozhnosti vetroenergeticheskikh ustanovok pri pitanii udalennykh ob"ektov . Elektrooborudovanie: ekspluatatsiia i remont, 2014, no. 2, pp. 50-56.

26. Vasenin A.B., Kriukov O.V., Serebriakov A.V. Algoritmy uprav-leniia elektromekhanicheskimi sistemami magistral"nogo transporta gaza . Trudy VIII Mezhdunarodnoi (XIX Vserossiiskoi) konferentsii po avtomatizirovannomu elektroprivodu AEP-2014. Saransk, 2014, vol. 2, pp. 404-409.

27. Kriukov O.V. Chastotnoe regulirovanie proizvoditel"nosti elektroprivodnykh gazoperekachivaiushchikh agregatov . Elektrooborudovanie: ekspluatatsiia i remont, 2014, no. 6, pp. 39-43.

28. Milov V.R., Suslov B.A., Kriukov O.V. Intellektualizatsiia podderzhki upravlencheskikh reshenii v gazovoi otrasli . Avtomatizatsiia v promyshlennosti, 2009, no. 12, pp. 16-20.

29. Babichev S.A., Zakharov P.A., Kryukov O.V. Automated monitoring system for drive motors of gas-compressor units. Automation and Remote Control, 2011, vol. 72, no. 6, pp. 175-180.

30. Kriukov O.V., Gorbatushkov A.V., Stepanov S.E. Printsipy postroeniia invariantnykh elektroprivodov energeticheskikh ob"ektov . Trudy IV Vserossiiskoi nauchno-prakticheskoi konferentsii "Avtomatizirovannyi elektroprivod i promyshlennaia elektronika". Novokuznetsk, 2010, pp. 38-45.

31. Kriukov O.V., Repin D.G. Sistemy operativnogo monitoringa tekhnicheskogo sostoianiia energoustanovok dlia energeticheskoi bezopas-nosti kompressornykh stantsii . Gazovaia promyshlennost", 2014, no. 712, pp. 84-87.

32. Serebriakov A.V., Kriukov O.V. O novykh vozmozhnostiakh tekhnologii Smart Grid . Elektrooborudovanie: ekspluatatsiia i remont, 2013, no. 2, pp. 47-48.

Предназначен для
сжатия и
транспортировки
природного газа по
магистральному
газопроводу. Работа
возможна по схеме
одного нагнетателя
или параллельно
нескольких
одинаковых
нагнетателей.

Центробежный нагнетатель Н-235-21-1

Центробежный нагнетатель Н-235-21-1

Характеристики ЦБН

В состав ЦБН входят:

Работа ЦБН.

Гидроаккумулятор

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

HTML-версии работы пока нет.
Cкачать архив работы можно перейдя по ссылке, которая находятся ниже.

Подобные документы

Расчет производительности магистрального газопровода в июле. Определение физических свойств на входе нагнетателя. Оценка соответствия установленного оборудования условиям работы магистрального газопровода. Оценка мощности газоперекачивающего агрегата.

курсовая работа , добавлен 16.09.2017


Газотурбинная установка ГТН-25, краткая техническая характеристика устройства ГТУ и нагнетателя. Последовательность пуска агрегата ГТК-25 ИР. Система технического обслуживания и ремонта, организация ремонтов. Расчет свойств транспортируемого газа.

курсовая работа , добавлен 02.02.2012


Определение оптимальных параметров магистрального газопровода: выбор типа газоперекачивающих агрегатов, нагнетателей; расчет количества компрессорных станций, их расстановка по трассе, режим работы; гидравлический и тепловой расчет линейных участков.

курсовая работа , добавлен 27.06.2013


Выбор рабочего давления газопровода и расчет свойств перекачиваемого газа. Уточненный тепловой и гидравлический расчеты участка газопровода между двумя компрессорными станциями. Установка газотурбинных агрегатов, оборудованных центробежными нагнетателями.

дипломная работа , добавлен 10.06.2015


Компрессорная машина: понятие и функциональные особенности, назначение, принцип действия и внутренняя структура. Подготовка к ремонту и разборка машины, его промывка и прочистка, а также дефековка и сборка. Техника безопасности при ремонте нагнетателя.

контрольная работа , добавлен 27.11.2013


Конструктивные особенности нагнетателя НЦ-16. Представлена статистика отказов и неисправностей, произведен качественный и количественный анализ надежности. Выявлены наиболее часто встречающиеся неисправности и части изделия, на которых они встречаются.

курсовая работа , добавлен 14.05.2013


Реконструкция газокомпрессорной станции с центробежными нагнетателями. Газодинамический расчет нагнетателя, критического числа оборотов вала и цикла ГТУ. Схема комплексной автоматизации для контроля, защиты и регулирования параметров работы нагнетателя.

курсовая работа , добавлен 10.12.2010