Сменная проточная часть компрессора это

Сменная проточная часть СПЧ предназначена для организации улучшения нагнетателя, который используется в составе систем для перекачки газа. Если агрегат устарел или выработал свой ресурс, то можно применить СПЧ. Модернизация рабочего парка таких конструкций позволяет сэкономить значительное количество финансовых средств, чтобы не пришлось покупать новую станцию.

Данная конструкция – это узел нагнетателя аэродинамического типа, который собирается из двух основных составляющих. Первый компонент (статор) состоит из основного корпуса, перенаправляющего аппарата, улитки, втулок лабиринтного типа и элементов закрепления конструкции. Внутри второго компонента (ротора) расположен вал с работающими колёсами, втулки и другие компоненты.

Сменная проточная часть СПЧ — cферы применения и преимущества

Данное устройство может использоваться в составе дожимной компрессорной станции для организации постоянного извлечения газа в случае резкого уменьшения давления пластового типа. СПЧ может понадобиться на последнем этапе разработки места добычи природного ресурса. Также устройство часто применяется внутри линейной станции магистрального газопровода компрессорного типа – сменная проточная часть оптимизирует режимы их работы.

Некоторые компании используют СПЧ на станциях подземного сохранения газа для организации экономичной эксплуатации оборудования в условиях постоянно изменяющихся режимов использования газа. Среди основных достоинств конструкции можно отметить:

• Конструкция может быть разработана индивидуально на основе требований клиента – параметры устройства зависят от размеров системы, которая функционирует внутри станции.
• Сменная проточная часть обладает пологой характеристикой. Организует большую область покрытия режимов и увеличивает КПД.
• Конструкция подвергается испытаниям на специальном стенде и непосредственно внутри системы, которую требуется модернизировать.
• Замена СПЧ производится на месте расположения оборудования.

Рассматриваемое устройство обладает необходимой прочностью и долговечностью, чтобы продлить срок годности агрегата для перекачки газа.

Квалификация и опыт

Квалификация и накопленный опыт, партнерские отношения с ведущими производителями позволяют рассчитывать нам на построение долгосрочного сотрудничества на рынке с Заказчиками и Партнерами.

Так же вы можете ознакомится с дополнительной информацией на наших страницах в социальных сетях

Видео:Центробежный компрессорСкачать

Сменные проточные части

Сменная проточная часть (СПЧ) представляет собой аэродинамический узел нагнетателя, который состоит из статора и ротора.

Статор включает в себя внутренний корпус, обратно направляющий аппарат, улитку и лабиринтные втулки. Ротор представляет собой вал с расположенными на нем рабочими колесами и думмисом. Рабочие колеса закрытого типа состоят из дисков – основного с лопатками и покрывного.

Видео:Учебный фильм "Трубопроводный транспорт газа" - Часть 2Скачать

Параметры

Видео:ОТ ПРОВЕРКИ ДО НАЛАДКИ / Помпажное тестирование компрессора ДКС на шестом газовом промысле ЯмбургаСкачать

Типоразмерный ряд

• мощность привода 25 МВт, «унифицированный» корпус
• мощность привода 16-18 МВт, «длинный» корпус
• мощность привода 16-18 МВт, «короткий» корпус
• мощность привода 6,3-8 МВт, «длинный» корпус
• мощность привода 6,3-8 МВт, «короткий» корпус

Видео:Работа винтового компрессора, его принцип действия и устройство.Скачать

Конструктивные особенности и преимущества

• Разработка и исполнение СПЧ согласно требованиям заказчика под установленный ранее корпус
• СПЧ имеют пологую характеристику за счет применения безлопаточного диффузора, что обеспечивает широкое покрытие режимов с сохранением высокого КПД:
  Линейные: 0,84-0,85 / Дожимные: 0,77-0,80
• Проточная часть корпуса сжатия выполняется на базе высокоэффективных ступеней
• Технические характеристики подтверждаются испытаниями на стенде испытательного комплекса «Казанькомпрессормаш» и на объекте заказчика
• Работы по замене СПЧ проводятся на месте установки оборудования

С 2000 года поставлено более 200 СПЧ для нагнетателей мощностью от 6 до 18 МВт.

Видео:Винтовая пара (винтовой блок) компрессора: что это и принцип работы. Компрессор ABAC SPINN 15-10.Скачать

Сменные проточные части

Сменная проточная часть (СПЧ) представляет собой аэродинамический узел нагнетателя, который состоит из статора и ротора.

Статор включает в себя внутренний корпус, обратно направляющий аппарат, улитку и лабиринтные втулки. Ротор представляет собой вал с расположенными на нем рабочими колесами и думмисом. Рабочие колеса закрытого типа состоят из дисков – основного с лопатками и покрывного.

Видео:Как узнать производительность компрессора на ВЫХОДЕ. Часть 2.4.1Скачать

Параметры

Видео:Китайские запчасти, компрессоры и впечатления ))))Скачать

Типоразмерный ряд

• мощность привода 25 МВт, «унифицированный» корпус
• мощность привода 16-18 МВт, «длинный» корпус
• мощность привода 16-18 МВт, «короткий» корпус
• мощность привода 6,3-8 МВт, «длинный» корпус
• мощность привода 6,3-8 МВт, «короткий» корпус

Видео:Пятиступенчатые центробежные компрессоры Dresser RandСкачать

Конструктивные особенности и преимущества

• Разработка и исполнение СПЧ согласно требованиям заказчика под установленный ранее корпус
• СПЧ имеют пологую характеристику за счет применения безлопаточного диффузора, что обеспечивает широкое покрытие режимов с сохранением высокого КПД:
  Линейные: 0,84-0,85 / Дожимные: 0,77-0,80
• Проточная часть корпуса сжатия выполняется на базе высокоэффективных ступеней
• Технические характеристики подтверждаются испытаниями на стенде испытательного комплекса «Казанькомпрессормаш» и на объекте заказчика
• Работы по замене СПЧ проводятся на месте установки оборудования

С 2000 года поставлено более 200 СПЧ для нагнетателей мощностью от 6 до 18 МВт.

Видео:Компрессоры. Цикл обучающих роликов (№5.3)Скачать

Сменные проточные части

Сменная проточная часть (СПЧ) представляет собой аэродинамический узел нагнетателя, который состоит из статора и ротора.

Статор включает в себя внутренний корпус, обратно направляющий аппарат, улитку и лабиринтные втулки. Ротор представляет собой вал с расположенными на нем рабочими колесами и думмисом. Рабочие колеса закрытого типа состоят из дисков – основного с лопатками и покрывного.

Видео:Как работает спиральный компрессорСкачать

Параметры

Видео:Лекция 5. Компрессоры кондиционеровСкачать

Типоразмерный ряд

• мощность привода 25 МВт, «унифицированный» корпус
• мощность привода 16-18 МВт, «длинный» корпус
• мощность привода 16-18 МВт, «короткий» корпус
• мощность привода 6,3-8 МВт, «длинный» корпус
• мощность привода 6,3-8 МВт, «короткий» корпус

Видео:Компрессоры Kittory, часть 2.Скачать

Конструктивные особенности и преимущества

• Разработка и исполнение СПЧ согласно требованиям заказчика под установленный ранее корпус
• СПЧ имеют пологую характеристику за счет применения безлопаточного диффузора, что обеспечивает широкое покрытие режимов с сохранением высокого КПД:
  Линейные: 0,84-0,85 / Дожимные: 0,77-0,80
• Проточная часть корпуса сжатия выполняется на базе высокоэффективных ступеней
• Технические характеристики подтверждаются испытаниями на стенде испытательного комплекса «Казанькомпрессормаш» и на объекте заказчика
• Работы по замене СПЧ проводятся на месте установки оборудования

С 2000 года поставлено более 200 СПЧ для нагнетателей мощностью от 6 до 18 МВт.

Видео:Лучше это знать перед покупкой компрессора. Устройство. Часть 2.2Скачать

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Видео:Часть 3. Спиральные компрессоры Danfoss серии MLZ - номенклатура, конструкция и принцип работыСкачать

Проточная часть — компрессор

Проточная часть компрессора состоит из 22 ступеней. Половина корпуса компрессора ( со стороны нагнетания) снаружи покрыта теплоизоляционным материалом. [2]

Занос проточной части компрессора и турбины. Как было сказано, характер и интенсивность загрязнения проточной части компрессоров и турбин газотурбонагнетателей зависят от влажности, солености и места забора воздуха, качества и вида используемых горюче-смазочных материалов, качества сгорания топлива, температуры выпускных газов и других факторов. [3]

Читайте также: Характеристики масляных фильтров винтовые компрессоры

Участок проточной части компрессора между колесом и спиральной улиткой, в которой за счет снижения скорости повышается давление воздуха, называется диффузором. Последний зажат между вставкой 3 и упругим резиновым кольцом 5 и зафиксирован от проворачивания штифтом. [4]

Стенки проточной части компрессора выполняют весьма важную роль эффективного устройства дополнительного дробления капелек воды в потоке сжимающегося газа, хотя это связано с потерей энергии и эрозией лопаток. Кроме того, капельки воды в проточной части хорошо перемешиваются с газом вследствие различных направлений векторов скорости капелек и газа. Все эти процессы способствуют улучшению теплообмена капель с окружающим газом и их испарению. Однако в результате действия центробежных сил некоторая часть крупных капель все же может попадать на корпус компрессора и образовывать на нем жидкую пленку, которая будет частично испаряться и стекать вниз. Для удаления воды из ступеней корпус компрессора в нижней части должен иметь дренажи. Как показали экспериментальные исследования [18], при работе мощных паровых турбин с высокими окружными скоростями рабочих колес ( 300 — 350 м / с) коэффициент влагоудаления из влажного пара под действием центробежных сил в последних ступенях турбин оказывается очень низким: 2 — 3 % — за рабочими лопатками и 0 5 — 1 % — за направляющим аппаратом. [6]

В проточной части компрессора осуществляется в основном конвективный теплообмен. Температура газа сравнительно мала, поэтому лучистым теплообменом можно пренебречь. [7]

В проточную часть компрессора газ поступает через всасывающий патрубок и затем в полость всасывания с переменной по величине скоростью. [8]

Неподвижные элементы проточной части компрессора ( диафрагмы 4, 6, 10) выполнены из литых чугунных дисков, скрепленных между собой призонными болтами. Внутри пакетов образованы каналы для прохода газа. Диффузоры и направляющие аппараты лопаточные. Лопатки отфрезерованы совместно с основным диском, который болтами крепится к промежуточному диску. Торцовые зазоры между лопатками и направляющими аппаратами и стенками соответствующих дисков устанавливают с алюминиевыми регулировочными прокладками. Для компенсации тепловых расширений между корпусом и диафрагмами сделан радиальный зазор, равный 1 мм. [9]

Неподвижные элементы проточной части компрессора ( диафрагмы 4, 6, 10) выполнены из литых чугунных дисков, скрепленных между собой призонными болтами. Внутри пакетов образованы каналы для прохода газа. Диффузоры и направляющие аппараты лопаточные. Лопатки отфрезерованы совместно с основным диском, который болтами крепится к промежуточному диску. Торцовые зазоры между лопатками и направляющими аппаратами и стенками соответствующих дисков устанавливают с помощью алюминиевых регулировочных прокладок. Для компенсации тепловых расширений между корпусом и диафрагмами выполнен радиальный зазор, равный 1 мм. Диафрагмы, установленные в корпусе с помощью подвесок со специальными пружинами, имеют возможность расширяться по периферии, не меняя своего концентрического положения относительно оси расточки корпуса. [10]

Поддерживать чистоту проточной части компрессоров , турбин и теплообменных аппаратов необходимо потому, что загрязнения вызывают ухудшение их рабочих характеристик я могут привести х снижению надежности ГТУ. [11]

Неподвижные элементы проточной части компрессора ( диафрагмы 4, 6, 10) изготовлены из литых чугунных дисков, скрепленных между собой призонными болтами. Для компенсации тепловых расширений между корпусом и диафрагмами выполнен радиальный зазор, равный 1 мм. Диафрагмы, установленные в корпусе с помощью подвесок со специальными пружинами, имеют возможность расширяться по периферии, не меняя своего концентрического положения относительно оси расточки корпуса. Внутри элементов проточной части образованы каналы для прохода газа. Диффузоры и направляющие аппараты выполнены в виде лопаток. Торцовые зазоры между лопатками и направляющими аппаратами и стенками соответствующих дисков регулируют алюминиевыми прокладками. [12]

Зазоры в проточной части компрессора проверяются при двух положениях роторов. В первом положении метка О фланцевой втулки муфты ротора низкого давления должна находиться наверху. Для замеров во втором положении роторы поворачиваются на 90 по часовой стрелке, если смотреть от турбины. [13]

Оптимизация профилей проточных частей компрессоров и газовых турбин осуществляется при рассмотрении трехмерного течения рабочего тела, аэродинамическом исследовании и соответствующем расчете профилей. Совершенствование термодинамического цикла Брайтона связано с повышением степени сжатия в компрессорной группе до пк 50 — 70, для чего потребуются сложные компрессоры с большим числом пропусков. Более перспективно, в том числе и в отношении парогазовой технологии, повышение начальной температуры газов, которая на современных энергетических ГТУ приблизилась к 1500 С. При ее увеличении возникают определенные противоречия: с одной стороны, необходима высокая экономичность КС, а с другой — низкая концентрация вредных выбросов МОЛ и СО. Ведущие фирмы-производители ГТУ снижают эмиссию вредных газов путем отработки системы предварительного смешения топлива с воздухом в КС ГТУ для создания обедненных смесей в сочетании с системой каталитического горения. [14]

Наличие в проточной части компрессора деталей , загрязненных маслом, возможно при некачественном обезжиривании компрессора. Кроме того, предполагают, что масло может попадать в проточную часть и накапливаться на деталях компрессора во время его эксплуатации в том случае, если оно содержится в азоте, используемом при пуске компрессора, или в сжимаемом кислороде. Действительно, некоторые количества масла могут содержаться в азоте и в кислороде, поступающих в компрессор из регенераторов установок, в том случае, если очистка воздуха перерабатываемого установками осуществляется в масляных фильтрах. Несмотря на то, что опытами это еще не подтверждено, в настоящее время решено отказаться jpT оснащения воздухоразделитель-ных агрегатов воздушными масляными фильтрами. [15]

Видео:9. ОСНОВЫ ТЕПЛОТЕХНИКИ. ТЕРМОДИНАМИКА КОМПРЕССОРОВ. Работа компрессора. Вредный объём.Скачать

Компрессорные установки с газотурбинным приводом для нефте- и газодобывающих скважин

В статье рассмотрены методы построения центробежных компрессорных установок для длительной эксплуатации с постоянно меняющимися параметрами: давление и температура на входе и выходе, расход, состав газа. Показано, что решение этой задачи возможно только при наличии современных программ газодинамических расчетов с большой базой данных.

В последние годы от заказчиков все чаще поступают запросы на создание центробежных компрессорных установок (ЦКУ) с газотурбинным приводом для компримирования попутного нефтяного или природного газа. Такие запросы включают требования по изменению в широких пределах основных параметров ЦКУ в процессе эксплуатации: давления и температуры на всасывании и нагнетании, а также расхода и состава газа.

Читайте также: Что сделать чтобы компрессор для аквариума не шумел

Основным критерием при выборе компрессорного оборудования должна быть как надежная и длительная его работоспособность, так и обеспечение всех заданных режимов эксплуатации с минимальными эксплуатационными и энергетическими затратами.

Для примера на рис. 1–4 приведены наиболее характерные графики изменения расхода и давления газа по годам эксплуатации.

Динамика характеристик для месторождения «Х» (34 года эксплуатации) на рис. 1 имеет «классический» вид, характерный для большинства месторождений: расход и давление по годам плавно падают.

Рис. 1. График изменения расхода и давления природного газа по годам эксплуатации на месторождении «Х»

График месторождения «Ч» (9 лет эксплуатации) на рис. 2 отличается от первого увеличением расхода по годам, при этом давление газа остается постоянным.

Рис. 2. График изменения расхода и давления газа по годам эксплуатации на месторождении «Ч»

Третий график месторождения «П» (30 лет эксплуатации) имеет вначале подъем расхода и с восьмого года приобретает «классический» вид. При этом давление падает относительно незначительно: от 4,0 до 2,5 МПа (рис. 3).

Рис. 3. График изменения расхода и давления газа по годам эксплуатации на месторождении «П»

На четвертом графике месторождения «С» (10 лет эксплуатации) дополнительно приведен характер изменения температуры газа на входе в компрессорную станцию, а характер изменения расхода и давления имеют «классический» вид (рис. 4). Довольно часто заказчики вместо температуры газа на входе в компрессорную станцию приводят значения по давлению и расходу в режимах «зима» и «лето».

Рис. 4. График изменения температуры газа по годам эксплуатации на месторождении «С»

Проведенный анализ исходных данных еще раз свидетельствует о том, что требуется создание компрессорных установок с изменяющимися параметрами (расходом, отношением давлений и другими техническими характеристиками) по годам, а иногда и по месяцам эксплуатации.

Эффективную работу центробежного компрессора при изменении расхода сжимаемого газа при одновременном изменении отношения давлений, как правило, бывает трудно реализовать без специальных мероприятий.

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) для таких условий содержат один, два и даже три корпуса сжатия, причем в корпусе может быть до десяти ступеней (рабочих колес), расположенных последовательно (цугом) или «спина-к-спине» в двух секциях сжатия.

В зависимости от периода эксплуатации корпуса или секции сжатия подключаются параллельно, последовательно или смешанно. При необходимости можно использовать сменные проточные части (СПЧ), а при наличии мультипликатора могут также поставляться дополнительные зубчатые пары, что позволяет значительно расширить диапазон высокоэффективной работы центробежного компрессора. Для повышения надежности технологического процесса устанавливаются резервные ГПА.

Рассмотрим в качестве примера агрегат на базе компрессора типа 3ГЦ2 на конечное давление 106 кгс/см 2 и с достаточно продолжительным периодом эксплуатации: с 2017 по 2030 гг. (рис. 5). Первые шесть лет работает корпус с поставленной проточной частью. Следующие четыре года агрегат эксплуатируется с замененной на СПЧ-1 проточной частью, затем четыре года работают два ГПА, корпуса которых соединены параллельно (по газу), и проточные части заменены СПЧ-2.

Рис. 5. Схема работы двух ГПА 3ГЦ2

Проточная часть корпуса сжатия, поставляемая первоначально, содержит 4 рабочих колеса, СПЧ-1 – 6 рабочих колес, а СПЧ-2 – 7 колес (рис. 6).

Рис. 6. Поставленное оборудование: а) корпус сжатия 3ГЦ2 на 2017-2022 гг.; б) СПЧ-1 для работы 3ГЦ2 на 2023-2026 гг.; в) СПЧ-2 для работы 3ГЦ2 на 2027-2030 гг.

На рис.7 приведены газодинамические характеристики компрессора 3ГЦ2 на один из периодов эксплуатации (с 2023 по 2026 гг.): зависимости давления на входе – расход и потребляемая мощность – расход при различных частотах вращения ротора, где крестиками отмечены рабочие точки в разные годы эксплуатации.

Рис. 7. Характеристика компрессора 3ГЦ2 на 2023-2026 гг. эксплуатации Р вых= 106,56 кгс/см 2 абс; Твх= 283К (10оС); R=51,72 кгм/кг/К

Рассмотрим еще один пример создания ГПА для реализации графиков изменения расхода и давления за 2016–2040 гг. на месторождении «Ю» (рис. 8).

Рис. 8. Графики изменения расхода и давления природного газа по годам эксплуатации на месторождении «Ю»

В соответствии с проведенными газодинамическими расчетами и конструкторскими работами, для выполнения требований заказчика необходимо было изготовить три двухкорпусных агрегата с газотурбинным двигателем мощностью 16 МВт типа 53ГЦ2 (без учета резервного ГПА) и два типа проточной части: СПЧ1/1 для КНД и СПЧ2/1 для КВД. В табл. приведены газодинамические характеристики корпусов сжатия ГПА.

Табл. Газодинамические характеристики корпусов сжатия ГПА

*температура 293К (20 0 С), давление 0,101 Мпа (1,0333 кгс/см 2 ) КНД/КВД – корпус низкого/высокого давления

На рис. 9 приведены схемы и последовательность подключения корпусов и сменных проточных частей в разные периоды эксплуатации для обеспечения максимальной эффективности ГПА в условиях постоянно меняющихся давлений и расходов.

Рис. 9. Схемы и последовательность подключения корпусов и СПЧ в разные периоды эксплуатации

Первые три года (2016–2018 гг.) работает один корпус низкого давления (рис. 9а) с поставленной проточной частью. Следующий, 2019 год работают два КНД, соединенные параллельно также с поставленными проточными частями (рис. 9б). Следующие четыре года (2020–2023 гг.) работают КНД последовательно с КВД с поставленными проточными частями, образуя две параллельные «нитки» компримирования (рис. 9в). Затем четыре года (2024–2027 гг.) работают уже три параллельные «нитки» последовательно соединенных корпусов КНД и КВД, но с заменой проточных частей на СПЧ 1/1 и СПЧ 2/1 соответственно (рис. 9г). Следующие пять лет (2028–2032 гг.) работают две параллельные «нитки» последовательно соединенных корпусов КНД и КВД с замененными СПЧ 1/1 и СПЧ 2/1 соответственно (рис. 9д). И, наконец, последние восемь лет (2033–2040 гг.) работает одна «нитка» последовательно соединенных корпусов КНД и КВД с замененными с 2024 г. СПЧ 1/1 и СПЧ 2/1 (рис. 9е).

Читайте также: Компрессор фл студио как пользоваться

Газодинамические (дроссельные) характеристики последовательно соединенных КНД и КВД с замененными проточными частями на СПЧ 1/1 и СПЧ 2/1 соответственно на один из периодов эксплуатации (2024–2040 гг.) приведены на рис. 10.

Рис. 10. Дроссельные характеристики КНД (с СПЧ-1/1)- КВД (с СПЧ-2/1) (2024-2040 гг.) Рвых=6,85 МПа (абс), Т=285,1 К (12,1 0 С), R=52,38 кгм/кг/К Частоты вращения, об/мин: 1-9495, 2-9043, 3-8591, 4-8139, 5-7686, 6-7234, 7-6782, 8-6330

Корпус КНД представляет собой трехступенчатую односекционную центробежную машину (первоначально поставленная проточная часть) и пятиступенчатую центробежную машину (проточная часть СПЧ 1/1).

Корпус КВД – пятиступенчатая односекционная центробежная машина (первоначально поставленная проточная часть) и также пятиступенчатая центробежная машина, но с другими типами ступеней (сменная проточная часть СПЧ 2/1).

При проектировании компрессорного оборудования для месторождений на длительный период эксплуатации нужно учитывать, что давление на входе КС изменяется в значительном диапазоне, и компрессорные агрегаты должны работать на изменяющихся отношениях давлений (степенях сжатия).

В этом случае ОАО «Казанькомпрессормаш» совместно с ЗАО «НИИтурбокомпрессор им. В.Б. Шнеппа» (Группа ГМС) предлагают оригинальное решение по компоновке агрегатов: использовать параллельную схему расположения корпусов сжатия (фото 1). Для этого использован мультипликатор с двумя выходными валами, который позволяет расположить корпуса КНД и КВД параллельно друг другу, что облегчает смену проточной части и обслуживание.

Фото 1. Агрегат с параллельной схемой расположения корпусов сжатия (вид со стороны корпусов сжатия)

Основные достоинства предлагаемой схемы:

• гибкая схема работы (начальные годы работает один корпус, а вал второго отсоединен от мультипликатора, далее – два корпуса могут работать последовательно по газу, с заменой проточной части на сменную при необходимости);
• высокая эффективность: каждый корпус работает на собственной оптимальной частоте вращения;
• удобство эксплуатации, обслуживания и замены СПЧ;
• компактность;
• возможность использования в технологии подземного хранения газа (схема последо-вательной и параллельной работы).

Общий вид типового компрессорного агрегата с газотурбинным приводом приведен на фото 2.

Фото 2. Компрессорный агрегат с газотурбинным приводом

Основой, фундаментом рассматриваемых работ являются программы расчета газоди-намических характеристик центробежных компрессорных установок. Данные программы создавались поколениями сотрудников со дня основания Специального конструкторского бюро по компрессоростроению – ныне ЗАО «НИИтурбокомпрессор им. В.Б. Шнеппа».

Используемые численные методы расчета основаны на базе данных экспериментальных «продувок» большого количества различных по параметрам ступеней сжатия и «обратной связи»: корректировке программ расчета по результатам газодинамических испытаний ЦКУ, созданных на Казанском компрессорном заводе (ныне ОАО «Казанькомпрессормаш»).

Программы позволяют проводить многовариантные газодинамические расчеты и автоматически выбирать оптимальный вариант, что особенно важно для ЦКУ, которые работают при изменяющихся параметрах на входе и выходе в течение нескольких десятков лет.

Необходимо отметить, что новая центробежная компрессорная установка с требуемыми для заказчика параметрами создается и изготавливается на основе принципа унификации, т.е. на основе проверенных и испытанных унифицированных узлов, систем и конструктивов.

Изменения структуры и схемы компримирования по годам эксплуатации требуют изменения параметров, а иногда и состава применяемого оборудования: холодильников, сепараторов, арматуры, системы автоматического управления (САУ), электротехнической части.

В частности, изменение схемы компримирования по годам отражается на структуре как САУ ГПА, так и САУ компрессорной станции: для эффективного управления необходимо изменять в процессе эксплуатации алгоритмы и записанные программы вычислительно-управляющего комплекса.

Кроме того, меняются величины контролируемых параметров (давление, расход, температура), что может потребовать применения либо нового комплекта датчиков – первичных преобразователей, либо специальных средств измерения с перестраиваемой структурой (с переменными диапазонами измерений и т.д.).

При анализе и реализации таких долгосрочных проектов с изменяющимися параметрами хотелось бы также обратить внимание на срок поставки оборудования (СПЧ, холодильников, сепараторов, арматуры, средств автоматики) для обеспечения требуемых параметров через 5, 10 или 20 лет. Например, поставить СПЧ можно сразу со всем комплексом оборудования. Но в год, когда она должна быть заменена, прогнозированные ранее параметры могут измениться, и может потребоваться СПЧ на несколько другие параметры. Поэтому поставку проточных частей необходимо приурочить к сроку их реальной необходимости, с возможностью пересчета их газодинамических характеристик и изменения конструкции.

При определении поставщика оборудования с длительным сроком эксплуатации заказчику необходимо обратить внимание на предприятия с надежной научно-технической базой, где проводится полный цикл проектно-конструкторских работ. Важно также наличие современной производственно-технической базы, позволяющей изготавливать и испытывать высокотехнологичное компрессорное оборудование, которое обеспечит эффективную и длительную эксплуатацию нефте- и газодобывающих скважин.

Сегодня такое оборудование предлагают казанские компрессоростроители.

• Шнепп В.Б. Конструкция и расчет центробежных компрессорных машин / В.Б. Шнепп. – М.: Машиностроение, 1995. – 240 с.
• Хисамеев И.Г., Максимов В.А., Баткис Г.С., Гузельбаев Я.З. Проектирование и эксплуатация промышленных центробежных компрессоров. Учебное пособие. Изд. 2-е, испр. и доп. – Казань: изд-во «Фэн», 2012. – 671 с.
• Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений / Перевод с англ. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 570 с.
• Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. для вузов / Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М. Зайцев и др.; Под ред. Ш.К. Гиматудинова.— М.: Недра, 1988. – 302 с.

• Свежие записи
  • Чем отличается двухтактный мотор от четырехтактного
  • Сколько масла заливать в редуктор мотоблока
  • Какие моторы бывают у стиральных машин
  • Какие валы отсутствуют в двухвальной кпп
  • Как снять стопорную шайбу с вала

  
  

  источники:

  https://evakuatorinfo.ru/smennaya-protochnaya-chast-kompressora-eto

  📺 Видео

  Проблемы с маслом в компрессоре Как предотвратить вынос масла из компрессораСкачать

  

  Лекция 3 Основы рабочего процесса ВРД. Часть 1 Работа ступени осевого компрессораСкачать

  

  Теория ДВС: Офисное оборудование (часть 2) КомпрессорСкачать

  

  ЧТО ТАКОЕ КОМПРЕССОР? ВИДЫ И ХАРАКТЕР КОМПРЕССОРОВСкачать

  

  Обзор на запчасти для компрессораСкачать