Файл: Программа Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки.pdf

9
- давление на выходе;
- мощность (крутящий момент на валу) насоса или параметры энергетического питания;
- температура жидкости.
Определение кавитационной характеристики следует начинать при давлении на входе, исключающем кавитационную работу, до момента начала кавитации. Число точек для роторных насосов должно быть не менее 6, для поршневых и плунжерных – не менее 8.
Кавитационную характеристику снимают следующим образом:
- задвижку или затвор на входе в насос полностью открывают;
- при помощи устройства для регулирования сопротивления на выходе из на- соса (клапана, дросселя, затвора и т.п.) устанавливают номинальное давление;
- давление на входе при помощи задвижки или затвора ступенчато понижают, поддерживая давление насоса или давление на выходе (при давлении 1,6 МПа и выше) постоянным.
При снятии характеристики самовсасывания перед началом работы насос сле- дует залить перекачиваемой жидкостью. На каждом режиме работы следует изме- рять величины, приведенные ниже:
- частоту вращения или циклов, или параметры энергетического питания;
- подачу воздуха при атмосферных условиях;
- давление на входе в насос.
Получение характеристики самовсасывания должно начинаться при разряже- нии на входе в насос не более 5000 Па (0,05 кгс/см
2
). При помощи дросселя, установ- ленного на входе, разрежение увеличивают до максимальной, а затем уменьшают до минимальной величины через интервалы, обеспечивающие получение не менее пяти точек в каждом направлении. Испытания ведут до разрежения, превышающего на 10
% величину давления, соответствующего номинальной высоте самовсасывания. При испытаниях следует определять допустимую продолжительность самовсасывания – время, в течение которого допускается работа самовсасывающего насоса на воздухе при разрежении на входе, соответствующем номинальной высоте самовсасывания.
Измерение шума и вибрации следует проводить на номинальном режиме рабо- ты насоса или на режиме длительной эксплуатации при вязкости от 0,65 до 0,85 или
0,01 Ст. Методика выполнения измерений для определения шумовых характеристик насосов – по ГОСТ 12.1.028. Вибрацию следует измерять на головках болтов, жестко крепящих насос к фундаменту, в направлении, перпендикулярном к его опорной по- верхности, прибором в диапазоне от 10 до 1000 Гц. Допускается измерять вибрацию на лапе рядом с болтом; измерению подлежат логарифмические уровни виброскоро- сти в децибелах. Опорная виброскорость
8 0
10 5




м/с. Способ крепления вибропре- образователя определяется его эксплуатационной документацией.
Определение или подтверждение показателей надежности осуществляют пу- тем проведения определительных или контрольных испытаний на надежность на стендах изготовителя или в условиях эксплуатации. Оценку показателей надежности осуществляют по ГОСТ 27.410 и технической документации.
Проверку удобства обслуживания и ремонта следует проводить посредством анализа состава стандартного инструмента (стандартных принадлежностей), необхо-

10 димости и достаточности специальных приспособлений для разборки (сборки) образ- ца и его обслуживания, анализа технологичности, ремонтопригодности и взаимоза- меняемости деталей.
При проверке подачи номинального режима следует измерять подачу при но- минальном давлении на входе и выходе насоса. Для регулируемых насосов подачу следует проверять при трех значениях регулируемого параметра: минимальном, среднем и максимальном.
Действие защитных устройств следует проверять трехкратным закрытием вы- ходного трубопровода. При закрытом трубопроводе давление на выходе должно быть не более допустимого. Время работы насоса при закрытом трубопроводе во время проверки действия защитных устройств не должно превышать 10 с.
Действительную массу насоса следует определять взвешиванием. Полости на- соса при этом должны быть свободны от рабочей жидкости. Погрешность взвеши- вания должна быть в пределах ± 3 %.

11


ДВ
C
B
A
W
ОП
C
N








1000
, где
W
C
- постоянная ваттметра, Вт/дел.;
С
В
А



,
,
- отсчеты по шкале А, В, С ваттметра, дел.;
ДВ

- КПД электродвигателя.
Общий КПД

в процентах следует определять по формуле
100


ОП
ОП
ОП
N
Q
Р

Подача Q и мощность N должны быть приведены к номинальной частоте вра- щения
ном
n
, указанной в нормативно-технической документации, или нормальной частоте циклов
ном
f
по формулам
;
;
;
ОП
ном
ОП
ОП
ном
ОП
ОП
ном
ОП
ОП
ном
ОП
f
f
N
N
n
n
N
N
f
f
Q
Q
n
n
Q
Q








Вакуумметрическую высоту всасывания
В
H
, м, следует определять по формуле
1 1
102
,
0
М
М
В
Z
Р
H




, где
1
М
Р
- показания вакуумметра, Па.
Допускаемую вакуумметрическую высоту всасывания
. Д
В
H
, м, следует под- считывать по формуле
5
,
0


К
В
Д
В
H
H
, где
.К
В
H
- критическая высота всасывания, соответствующая давлению на входе в насос, при котором начинается кавитация (появляется повышенный шум и вибра- ция) или подача падает на 10 %.
Величина разрежения на входе в насос
С
h
, м. ст. жидк., при испытаниях на са- мовсасывание должна быть приведена к нормальному атмосферному давлению по формуле




10330
ОП
Б
ОП
СВ
С
Р
Р
h
Погрешности измерений при испытаниях должны определяться по погрешно- стям средств измерений, устанавливаемых их классом точности. При эксперимен- тальном или расчетном определении погрешностей средств измерений за предел до- пускаемой погрешности должна приниматься погрешность, равная двум средне- квадратичным отклонениям. Относительные погрешности результатов испытаний, в том числе приведенных, должны определяться по формулам: а) для подачи
2 2
n
Q
Q
ОП






, где
n
Q
ОП


,
- относительные погрешности измерения подачи и частоты вращения или циклов; б) для давления насоса

 



2 2
2 2
1 1
2 1
2 1
Р
Р
Р
Р
Р
Р
Р















,

12 где
1 2
, Р
Р


- относительные погрешности измерения давлений на выходе и входе в насос;
2 1
, Р
Р
- измеренные давления на входе и выходе из насоса; в) для мощности
2 2
n
Q
NQ
ОП





, где
n
N
ОП


,
- относительные погрешности приборов для измерения мощности и час- тоты вращения; г) для КПД
2 2
2
Р
Q
N
ОП
ОП








, где
Р
Q
N
ОП
ОП



,
,
- относительные погрешности измерения мощности, подачи и дав- ления насоса.
Результаты расчетов должны округляться до ряда R10 (ГОСТ 8032).
2.4. Аппаратура, стенды и средства измерений
Стенды рекомендуется выполнять по схемам, приведенным на рис.1.
Рис. 1. Схемы испытательного стенда и стенда для получения характеристики самовсасывания
Каждый испытательный стенд должен иметь паспорт, содержащий следующие данные:
- параметры насосов, для испытания которых он может быть использован;
- данные о рабочей жидкости;
- погрешности измерений.
Вентили и задвижки, устанавливаемые на подводящем трубопроводе стендов, должны быть снабжены гидрозатворами. Для измерения шума, вибрации следует применять виброизмерительные приборы с виброизмерительными преобразователя- ми по ГОСТ 25868, шумомеры по ГОСТ 17187, октавные и третьоктавные фильтры по ГОСТ 17168.

13
Лекция № 3
3.1. Типы газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом и
их характеристики
На магистральных газопроводах сооружают компрессорные станции (КС), предназначенные для компремирования транспортируемого газа до давлений, обес- печивающих его подачу от источников газа до газораспределительных станций
(ГРС) потребителей.
Компрессорная станция в зависимости от числа «ниток» магистральных газо- проводов может состоять из одного, двух и более компрессорных цехов, оборудо- ванных одним или несколькими типами газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Под
ГПА понимается газотурбинная установка и приводимый ею во вращение для пере- качки газа центробежный нагнетатель.
По типу применяемых на КС газоперекачивающих агрегатов (ГПА) различают:
- станции, оборудованные поршневыми компрессорами с газомоторным при- водом (ГМК);
- станции, оборудованные центробежными нагнетателями с газотурбинным приводом;
- станции, оборудованные центробежными нагнетателями с приводом от элек- тродвигателей.
Газотурбинные агрегаты подразделяются на: стационарные, авиационные и судовые.
К стационарным газотурбинным установкам, специально сконструированным для использования на газопроводах, следует отнести установки: ГТ-700-5, ГТК-5,
ГТ-750-6 ГТ-6-750, ГТН-6, ГТК-10-2-4, ГТН-25 мощностью от 4 МВт до 25 МВт.
К авиоприводным газотурбинным установкам относятся ГПА, где приводом нагнетателя является газовая турбина авиационного типа, специально реконструи- рованная для использования на магистральных газопроводах. В настоящее время на газопроводах эксплуатируются установки типа ГПА-Ц-6,3, ГПА-Ц-6,3/76 и ГПА Ц-
6,3/125 с двигателем НК-12СТ, выпускаемые Самарским моторостроительным объ- единением. К авиоприводным агрегатам относятся и установки импортного произ- водства типа «Коберpа – 182» с двигателем Эйвон 1534-1016 фирмы «Ролл-Ройс»
(Великобритания») и «Центавр» фирмы «Солар» (США).
К судовым газотурбинным агрегатам следует отнести установки типа ГПУ-10
«Волна» с двигателем ДР-59Л и ДТ-90.
В настоящее время заводы-изготовители ГПА с газотурбинным приводом ос- ваивают производство газовых турбин нового поколения мощностью 6 - 25 мВт с
КПД на уровне 32 - 36%. К таким агрегатам относятся ГПА типа ГТН-25-1, ГПА-Ц-
6,3 с двигателем НК-14, ГПА-Ц-16 с двигателями АЛ-31, НК-38СТ и др.
В зависимости от способов организации подвода тепла топлива к рабочему те- лу, организации процессов сжатия и расширения, газотурбинные установки (ГТУ) могут быть выполнены по открытому (разомкнутому), закрытому (замкнутому) и полузамкнутому циклам. Простейшая схема ГТУ открытого цикла, представляющая наибольший промышленный интерес и получившая наибольшее распространение при транспортировке природного газа, приведена на рис. 3.1.

14
Рисунок 3.1 – Простейшая схема двухвальной ГТУ открытого цикла
Рабочий процесс такой ГТУ осуществляется следующим образом: атмосферный воздух, пройдя систему воздушных фильтров, поступает на вход осевого компрессора
(К), где сжимается до давления 0,6-1,6 МПа. После сжатия в компрессоре, воздух с температурой примерно 240-340 0
С поступает в камеру сгорания (КС), где за счет сжигания подводимого топлива, температура рабочего тела доводится до величины, обусловленной жаростойкостью лопаток и дисков газовой турбины (Т) – в стацио- нарных ГТУ порядка 800-950 0
С; в авиационных – порядка 1000-1150 0
С. После про- хождения газовой турбины, продукты сгорания с температурой порядка 400-500 0
С выбрасываются в атмосферу. Мощность, развиваемая газовой турбиной, идет на при- вод осевого компрессора (большая ее часть, примерно 65 – 70 %) и на привод центро- бежного нагнетателя. КПД таких установок в настоящее время могут находиться на уровне 28-32%. Кроме того, такая схема позволяет стабилизировать показатели рабо- ты ГТУ на переменной нагрузке, в силу того, что турбина низкого давления (ТНД), которую иногда называют тяговой или силовой турбиной, может иметь различную частоту вращения силового вала в зависимости от изменения полезной нагрузки и не оказывать при этом практически какого-либо влияния на частоту вращения вала тур- бины высокого давления (и осевого компрессора), сохраняя тем самым подачу цикло- вого воздуха на постоянном уровне. В этом случае система осевой компрессор - тур- бина высокого давления выступают как генератор газа в ГТУ.
В одновальных установках все элементы ГТУ – осевой компрессор, газовая турбина и нагнетатель (полезная нагрузка) находятся на одном валу, что естествен- но приводит к тому, что при работе они все имеют одну и ту же частоту вращения.
При использовании их, например, на газопроводах различные законы изменения ха- рактеристик одновальной ГТУ и нагнетателя, при снижении частоты вращения, приводят к тому, что ГТУ быстрее теряет мощность, чем снижается мощность, по- требляемая нагнетателем. Это приводит к тому, что одновальная ГТУ может обес- печить режим работы нагнетателя только в ограниченном диапазоне изменения час- тоты вращения его вала.
В ГТУ с «разрезным» валом, вал силовой турбины и нагнетателя, не будучи механически связанными с валом осевого компрессора и турбины высокого давле- ния, может иметь практически любую частоту вращения. Благодаря этим особенно- стям, двухвальные ГТУ получили широкое распространение на газопроводах.
Внешние характеристики газотурбинных установок определяют важнейшие свойст- ва ГТУ в разнообразных условиях их работы, в частности, отражают изменение ее мощности (N), крутящего момента (M), КПД от частоты вращения n (см. рис. 3.2).