Главная   О компании   ООО "Нафтогазлайн"   Продукция  Новости   Услуги   Контакты
Продукция:


Последние новости:

29.01.2015
Строительство цеха №2 КМЗП
 В 2015 г. запланировано строительство производственного цеха №2 площадью 5000 м2


29.01.2015
Строительство цеха № 1 завершено |КМЗП
  В 2014 году на котельно-механическом заводе Пархоменко (КМЗП) начато строительство цеха №1 площадью 2000 м2. На сегодняшний день основные строительные работы закончены.





  - Продукция - Нефтегазовое оборудование - Оборудование для газоперекачивающих станций -

Оборудование для газоперекачивающих станций

   Нашей компанией разработана альтернативный регенератор тепла выхлопа газовой турбины установок ГПА ГТК–10. Предлогаемый теплообменник позволяет:

1. Увеличить коэффициент регенерации тепла установки, тем самым экономить больше чем 1,1 млн. нм3 газа в год на одной установке.

2. Исключить проблему циклических тепловых нагрузок и расширений.

3. Избавиться от рамы теплообменника, сделая его самонесущим

4. Избавиться от отдельностоящей дымовой трубы, скомпоновав её с теплообменником

 Предметом и содержанием данной разработки является проект технического решения модернизации ГПА при проведении капитального ремонта с целью улучшения эксплуатационных параметров газотурбинных установок ГТК-10 на компрессорной станция ГТС. Главным требованием является продление срока службы, другим требованием является принципиальное повышение эффективности агрегатов, а также повышение безопасности и качества работы этих агрегатов. Проект работ и объема капитального ремонта будет касаться только одной машины.

  На основании результатов переговоров с представителями эксплуатационника, а также на основании информации, полученной из переданной документации, предлагается следующая концепция проведения  модернизации ГПА во время проведения одного капитального ремонта ГТК-10,  возможно и на других турбоагрегатах на компрессорной станции ГТС.

  Целью технической оценки состояния турбоагрегата и устройств, тесно связанных с точки зрения, было определение действительного состояния машины. Можно констатировать, что агрегат хорошо сохранился, за ним проводится очень хороший технический уход, и он находится, принимая во внимание отработанные рабочие часы, в хорошем состоянии.

  Со стороны эксплуатационника будут переданы все требуемые документы, главным образом протоколы о комплексных измерениях перед ремонтом, ведомости наработки отдельных частей турбоагрегатов, и документация о вновь установленных устройствах.

  Техническое решение разделено на три части. В первой части специфицирован объем работ и поставок, необходимых для комплексного капитального ремонта агрегата с целью улучшения К.П.Д. и технических характеристик машины. Во второй части специфицированные работы и поставка для капитального ремонта, которая повышает комфорт, безопасность и качество работы турбоагрегата. В третьей части специфицированные работы, необходимые для проведения капитального ремонта машины на 100 000 рабочих часов.

Гарантированные параметры:

-   К.П.Д. 31,5%

-   Мощность 11 Мвт

-   Эмиссия NОҳ

-   Увеличение срока службы турбоагрегата на 100 000 рабочих часов

 Часть первая – Поставки и работы в ходе комплексного капитального ремонта турбоагрегата для улучшения эксплуатационных параметров:

1. Изготовление новых частей турбоустановки и реконструкция частей газотурбинной установки компрессорной станции

2. Изготовление новой обоймы ТВД, включая новые сотовые сегменты

3. Изготовление нового ротора ТВД, включая новые воздушные уплотнения

4. Изготовление новых воздушных уплотнений и уплотнений продуктов сгорания, включая новые щеточные уплотнения

5. Проведение модернизации корпуса осевого компрессора с устранение эллипсности с заменой лопаток

6. Изготовление новой вставки КТ с монтажным комплектом

7. Изготовление узлов камеры сгорания (горелочного и фронтового устройств, вихревого смесителя)

 Часть вторая – Поставки и работы в ходе комплексного капитального ремонта турбоагрегата для повышения комфорта, безопасности и качества эксплуатации

1. Поставка оборудования будет производится из завода, перечень которого расписан в первой части программы

2. В рамках модернизации при проведении капитального ремонта турбоагрегата в системе масляных паров будут отдельные части демонтированные и заменены на другие

3. Для снижения выделения тепла от корпуса турбины и на стыке фланцевых соединения на выводе отработанных газов с турбины будет проведен ремонт соединительной части фланца и проведена замена теплошумоизоляция

4. Сборка агрегата, пуск и сдача в эксплуатацию производится при руководстве шефинженера

5. Выполнение работ по продлению назначенного ресурса турбоагрегата во время проведения модернизации проводится специалистами

 Часть третья – поставка и работы в ходе проведения модернизации для увеличения срока службы (отработанные часы турбоагрегата примерно 146 000 рабочих часов)                               

1. Изготовление новых частей на заводе и ремонт частей газотурбиной установки на ремонтном заводе на Украине

2. Ремонт ротора ТНД- замена роторных лопаток, ремонт шеек и поверхности уплотняющих масляных уплотнений, балансировка ротора

3. Основные турбинные подшипники и плавающие кольца масляной системы (заливка и токарная обработка подшипников и колец, дефектоскопическая проверка композиции, ремонт осевых камней подшипников, замена датчиков температуры подшипников)

4. Масляные уплотнения (ремонт масляных уплотнений, замена кромок масляных уплотнений)

5. Муфта (промвал) (индикация муфты, возможная замена зубчатой обоймы муфты дефектоскопическая проверка муфты – критическое поперечное сечение торсионной рессоры, динамическая балансировка муфты)

6. Ремонт корпуса турбоагрегата, включая возможную замену входного патрубка турбины.

  Замена всех статорных лопаток компрессора, возможна замена компенсаторов перед входным патрубком аксиального компрессора, возможна замена комплектной поставки входного патрубка, обтекателя и покрытия изоляции, замена поврежденного соединительного материала, ремонт разделителя охлаждающего воздуха и замена контурных сегментов разделителя воздуха, проверка внутренней части и ребер жесткости и ремонт трещин выходного патрубка, проведение комплексных дефектоскопических испытаний и испытаний материала, а также проверка корпуса турбины.

  Что касается сроков реализации приведенноговыше технического решения, принимая во внимание объем работ и объем поставок, то можно предполагать, что реализовать весь объем этого решения можно за 6 месяцев от передачи турбоагрегата в ремонт.

  Что касается реализации всей деятельности, связанной с проведением модернизации турбоагрегата, то можно использовать монтажные и ремонтные возможности на Украине и Казахстане.

  На основании решения эксплуатационника для модернизации турбоустановки будет уточнен объем изготовляемых частей. Этот существенный объем ограничивает и влияет на объем исходных частей турбоустановки, которые будут ремонтированы или реконструированные на ремонтном заводе на Украине или Казахстане на компрессорной станции.

Принципиальная тепловая схема работы установки

  Ориентировочный расчёт тепловогно цикла турбины-привода газового компрессора

№ п/п

Наименование

Обозначение

Размерность

Существующая

Проектная

Расчётная

1

Расход воздуха на компрессор

т/час

310

310

310

3

Температура газов перед нагревателем

Tнг1

°С

490

507

507

4

Температура газов после нагревателя

Tнг2

°С

330

310

294

5

Температура воздуха перед нагревателем

Tнв1

°С

195

195

195

6

Температура воздуха после нагревателя

Tнв2

°С

380

414

423

7

Тепловая мощность нагревателя

МВт

15,931

18,858

19,633

8

Температура газов перед турбиной

Tт1

°С

780

780

780

9

Тепловая мощность камеры сгорания

Nкс

МВт

34,444

31,517

30,742

10

Эквивалентный расход газа в камеру сгорания

Gкс

нм3/час

3543

3242

3162

11

Рсход газа от номинального

Gкс

%

109

100

98

  Рассматриваемый теплообменник является утилизатором тепла выхлопа газовой турбины привода магистрального газового компрессора. По конструктивному исполнению данный теплообменник является рекуперативным воздухоподогревателем тепловой мощности порядка 20 МВт. Предлагаемая замена существующего подогревателя на рассматриваемый оправдана не только с точки зрения экономической эффективности (годовая экономия газа на одной установки составляет более 1.1 млн. нм³   см. приведенную таблицу), но и позволяет решить ряд технологических и эксплуатационных сложностей возникающих при использовании оборудования установленного конструктивного исполнения - полностью решается вопрос возникновения напряжений конструкции под действием нескомпенсированных тепловых расширений; устраняется необходимость возведения несущего каркаса теплообменника (предлагаемая конструкция является самонесущей); конструкция предполагает размещение на ней дымовой трубы, что сокращает размеры установки в плане газоперекачивающей станции и убирает необходимость закладки фундамента отдельностоящей дымовой трубы.

Преимущества газо-перекачивающего агрегата типа ГТК-10 (ГПА ГТК-10)

1. Горячий воздух (195 °С), подаваемый на нагреватель, поступает из компрессора, в котором он и нагревается за счёт повышения давления (до 0,45 МПа) и сжатия.

2. Элементарный состав и калорийность газа соответствует перекачиваемому по магистральному трубопроводу (около 95÷98% CH4 с калорийностью порядка 34÷36 МДж/нм3).

3. Установка работает круглый год, во все сезоны. Температура окружающего воздуха колеблется от -35°С до +45°С.

4. Расчётное сопротивление предлагаемого теплообменника не превышает проектно-заложеного, увеличения степени сжатия компрессора не требуется.

5. Режим работы камеры сгорания и самой турбины при предлагаемой модернизации не меняется. Камера сгорания работает с избытком воздуха α=7÷8, химический и механический недожоги практически отсутствуют.

Проект предусматривает:

1. Установка трубчатого регенератора вместо старых (наработка 78555 м/год) на обоих выхлопах газотурбинной установки.

При проектировании предусматриваются технические условия:

Основные технические характеристики, которые должен обеспечивать регенератор при мощности 10 МВт и следующих параметрах рабочих сред на входе в регенератор:

- температура воздуха в цикле - 195±5 °С;

- температура выхлопных газов - 540±5 °С;

- абсолютному давлению воздуха в цикле - 460±10 кПа;

- абсолютное давлеие вихлопных газов - не меньше 103 кПа,

должны соответствовать:

Параметр

Значение

Степень регенерации

0,8 ± 0,03

Суммарная относительная потеря давления, %

5,2 ± 0,5

  Реализация реконструкции и ремонта частей газовых турбин, о которых идет речь, предполагает расширение и изменение существующего технологического процесса.

  С точки зрения требований к параметрам и дальнейшей работе турбоагрегата, его безопасности и качества, а также затрат на ремонт наша компания предлагает реализацию этого технического решения. Этот предложенный окончательный вариант решения отвечает высоким требованиям эксплуатационника и является оптимальным с точки зрения объема работ.