- •Оборудование для добычи нефти и газа
- •Раздел 1. Оборудование, применяемое при различных эксплуатационных работах
- •1.1. Оборудование ствола скважины, законченной бурением
- •1.2. Нефтепромысловые трубы
- •1.2.1. Бурильные трубы
- •Основные геометрические показатели бурильных труб
- •Бурильные трубыc высаженными внутрь концами и муфты к ним
- •Бурильные трубыc высаженными наружу концами и муфты к ним
- •1.2.2. Трубы бурильные геолого-разведочные и муфты к ним
- •Размеры труб с высаженными внутрь концами для геолого-разведочного бурения
- •Размеры муфт к трубам с высаженными внутрь концами для геолого-разведочного бурения
- •Параметры профиля резьбы бурильных труб
- •1.2.3. Обсадные трубы
- •Основные показатели обсадных труб
- •Механические свойства труб и муфт
- •Расстояние между параллельными плоскостями после испытания на сплющивание
- •Размеры резьбовых соединений обсадных труб по гост 632
- •1.2.4. Насосно-компрессорные трубы
- •Насосно-компрессорные трубы по гост 633
- •1.2.5. Расчет насосно-компрессорных труб
- •От параметра зависания:
- •1.2.6. Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
- •Материалы для изготовления промысловых трубопроводов
- •1.3. Скважинные уплотнители - пакеры
- •1.3.1. Конструктивное исполнение пакеров
- •Уплотнительные элементы
- •1.3.2. Методика конструирования и расчета скважинных уплотнителей
- •Раздел 2. Оборудование для освоения скважины и очистки призабойной зоны пласта
- •2.1. Методы освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин
- •2.2. Оборудование для освоения эксплуатационных и нагнетательных скважин
- •2.2.1. Оборудование для освоения скважин свабированием и тартанием
- •Технические характеристики ксс-1
- •Технические характеристики комплекса для свабирования на базе АзИнмаш-37
- •2.2.2. Оборудование для освоения скважин компрессорным способом
- •Характеристика передвижных компрессорных становок
- •Технические характеристики кпу
- •2.2.3. Оборудование для освоения скважин способом замещения жидкости
- •Технические характеристики агрегата ппа-200
- •Технические характеристики агрегата адпм-12/150-у1
- •Технические характеристики ац-32
- •Технические характеристики агрегата для кислотной обработки скважин анц-32
- •Технические характеристики установки насосно-бустерной азотной унба-9/160
- •2.2.4. Оборудование для очистки призабойной зоны скважин
- •Раздел 3. Оборудование для подъема из скважин продукции пласта
- •3.1. Оборудование фонтанных скважин
- •3.1.1. Оборудование устья фонтанных скважин
- •Рекомендуемые материалы для изготовления арматуры при различных рабочих давлениях
- •3.1.2. Отечественное наземное оборудование устья фонтанирующих скважин
- •Технические характеристики арматуры
- •3.1.3. Фонтанное оборудование зарубежного производства
- •3.1.4. Основные типы и конструкции фонтанной арматуры
- •Нормы испытательных давлений
- •Технические характеристики фонтанной арматуры на 35 мПа
- •3.1.5. Типовые конструкции запорных устройств арматуры
- •3.1.6. Определение усилий, действующих на фланцевое соединение арматуры
- •3.1.7. Проверка прочности деталей фланцевого соединения
- •3.1.8. Комплекс скважинного оборудования для фонтанной эксплуатации скважин
- •Техническая характеристика типов комплексов подземного оборудования типа кпг и ко серийного производства для газовых скважин
- •Раздел 4. Эксплуатация скважин газлифтным способом
- •4.1. Принцип работы газлифтного подъемника
- •4.2. Принципиальные схемы непрерывного газлифта
- •4.3. Принципиальные схемы периодического газлифта
- •Установки периодического действия, работающие без подкачки в затрубное пространство скважины стороннего газа
- •Установки периодического действия, работающие с подкачкой стороннего газа в затрубное пространство скважины
- •Лифты замещения
- •4.4. Расчет установок непрерывного газлифта. Использование кривых динамического и статического градиентов давления для расчета расстановки клапанов
- •Расчет газлифтной установки
- •Диаметр труб 73 мм, дебит 1272 м3/сут, плотность нефти 850 кг/м3, относительная плотность газа 0,65 Определение диаметра газлифтного подъемника
- •Расчет глубины установки рабочего клапана
- •Расчет первого пускового клапана
- •Расчет второго пускового клапана
- •Расчет третьего пускового клапана
- •4.5. Расчет газлифтной установки, оборудованной клапанами, действующими от давления жидкости в лифте
- •4.6. Установки для газлифтного способа добычи нефти Газлифтная установка л
- •Газлифтная установка лн
- •Газлифтная установка с комплексом управления скважинными отсекателями
- •Технические характеристики су-350в1
- •Технические характеристики суэ-350в1
- •Газлифтная установка 1угг-168х2х125
- •Технические характеристики 1угг
- •Установки увл, 1увл и увлг для внутрискважинного газлифта
- •Краткие технические характеристики установок для внутрискважинного газлифта
- •Технические характеристики забойного устройства
- •Технические характеристики съемного дросселя установки увл
- •Технические характеристики забойного устройства установки 1увл
- •Технические характеристики съемного дросселя установки 1увл
- •Технические характеристики съемного дросселя установки увлг
- •Технические характеристики устройства
- •Технические характеристики разобщающего устройства
- •Газлифтная установка лп
- •Технические характеристики ср-2
- •Краткие технические характеристики установок лп
- •4.7. Скважинное оборудование для газлифтного способа добычи нефти. Газлифтные клапаны
- •Технические характеристики кулачкового фиксатора фк-38
- •Технические характеристики клапанов гм-8 и гм-45р
- •Скважинные камеры
- •Технические характеристики камер кн-60д-350 и 1 кн-60д-350
- •Технические характеристики клапанов
- •4.8. Пакеры и якори
- •4.9. Циркуляционные и ингибиторные клапаны
- •Технические характеристики клапанов
- •Технические характеристики клапанов
- •Технические характеристики клапанов зкпо
- •Технические характеристики клапана кингс-25-50
- •Технические характеристики ингибиторных клапанов кинг
- •4.10. Клапаны-отсекатели и замки
- •Технические характеристики клапанов кау
- •Технические характеристики клапанов
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики инструмента
- •Основные параметры посадочных ниппелей
- •Основные параметры замков
- •4.11. Разъединитель колонны рк
- •4.12. Телескопические соединения
- •Технические характеристики телескопических соединений
- •Технические характеристики соединений
- •4.13. Приемный клапан и глухая пробка
- •Технические характеристики приемных клапанов
- •Технические характеристики
- •4.14. Устьевое оборудование газлифтных скважин
- •4.15. Техника и технология канатных работ в газлифтной скважине
- •Инструмент для канатных работ
- •Основные параметры грузовых штанг
- •Технические характеристики шарнирных соединений
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики отклонителей рычажных
- •Технические характеристики отклонителей консольных
- •Технические характеристики спускного инструмента
- •Технические характеристики
- •Технические характеристики подъемных инструментов
- •Технические характеристики ипз
- •Технические характеристики толкателей
- •Технические характеристики пка
- •Технические характеристики сх
- •Оборудование устья для проведения канатных работ
- •Технические характеристики оуг-80х350
- •Технические характеристики ин-1
- •Лебедка с гидравлическим приводом
- •Технические характеристики установки лсг1к-131
- •Прочностные характеристики проволоки
- •4.16. Компрессоры для газлифтной добычи нефти
- •Газомоторные компрессоры
- •Основные характеристики силовых двигателей
- •Основные характеристики газомотокомпрессоров
- •Конструкция газомотокомпрессора
- •Система пуска
- •Центробежные компрессоры для добычи нефти газлифтным способом
- •Технические характеристики компрессора
- •Основные модификации компрессоров
- •Основные технические характеристики компрессора 43цко-160/15
- •Объемные доли (%) нефтяного газа
- •Технические характеристики компрессоров
- •Раздел 5. Бесштанговые насосные установки
- •5.1. Классификация бесштанговых насосов
- •5.2. Установки погружных центробежных насосов с электроприводом Принципиальные особенности установок
- •Описание и параметры установок
- •5.2.1. Погружные центробежные насосы
- •Осевые опоры и радиальные подшипники вала насоса
- •Технические характеристики насосов
- •Параметры насосов тала эцна, эцнак ту 3631-025-21945400-97
- •Параметры насосов типа эцнм 5-20 ту 3665-001-00217780-97
- •Технические характеристики насосов типа 1bнhп 5-25
- •Погружные центробежные насосы зарубежных фирм
- •Параметры насосов фирмы reda
- •Параметры насосов фирмы Centrilift
- •Параметры насосов фирмы еsр
- •Параметры погружных центробежных насосов для добычи нефти фирмы odi
- •Параметры насосов типа а и е фирмы Temtex
- •5.2.2. Газосепараторы центробежных насосов для добычи нефти
- •Существующие конструкции и принцип действия газосепараторов и диспергаторов
- •Условия эксплуатации
- •Газосепараторы фирмы Centrilift
- •Газосепараторы и диспергаторы, выпускаемые фирмой reda
- •Газосепараторы китайского производства
- •Газосепараторы для эцн
- •5.2.3. Погружные электродвигатели и их гидрозащита
- •Размеры труб для корпусов эцн и пэд
- •Секционные двигатели
- •Параметры погружных электродвигателей
- •Двигатели фирмы reda
- •Электродвигатели серии 375, 50 Гц, односекционные, диаметр — 95,3 мм
- •Электродвигатели серии 456, диаметр 115,8 мм
- •Модульные протекторы серии 387/456. Минимальный размер обсадной трубы 5.5" (139,7 мм), наружный диаметр 98,3 мм
- •Технические характеристики уплотнений
- •Двигатели фирмы Centrilift
- •Электродвигатели модели dme серии 375
- •Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
- •Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
- •Наружный диаметр 3,75 дюйма (95,3 мм)
- •Электродвигатели fme серии 450 односекционные
- •Наружный диаметр 4,50 дюйма (114,3 мм)
- •Наружный диаметр 4,50 дюйма (114,3 мм)
- •Секция гидрозащиты серии 400
- •Наружный диаметр 4,00 дюйма (101,6 мм)
- •Секция гидрозащиты серии 400
- •Наружный диаметр 4,00 дюйма (101,6 мм)
- •Электродвигатели фирмы Temtex
- •Двигатели фирмы Temtex
- •5.2.4. Система токоподвода установоък эцн
- •5.2.4.1. Устройства управления и защиты
- •Комплектное устройство шгс5805-49азу1 (ту уз.10-00216852-00-95)
- •Технические характеристики шгс 5810
- •Комплектные трансформаторные подстанции серии ктппн (ту 16-530.292-83)
- •Комплектные устройства фирм сша Комплектные устройства фирмы reda
- •Технические характеристики комплектных устройств фирмы reda
- •Комплектные устройства фирмы Centrilift
- •Техничеcкие характеристик и комплектных устройств фирмы Centrilift
- •Комплектные устройства фирмы esp
- •Технические характеристики комплектных устройств esp
- •5.2.4.2. Оборудование регулировки частоты вращения погружных двигателей
- •Оборудование регулировки частоты вращения фирмы reda
- •Массогабаритная характеристика vsd
- •Технические характеристика speedstar
- •Оборудование для регулировки частоты вращения валов эцн фирмы Centrilift
- •Оборудование регулировки частоты вращения фирмы esp
- •Регуляторы скорости фирмы esp
- •5.2.4.3. Оборудование диагностики уэцн
- •Система термоманометрическая скад-2
- •Габаритные размеры и масса составных частей ист-1
- •Оборудование для диагностики состояния уэцн зарубежных фирм
- •Применимость комплекса пздт в составе уэцн фирмы rеda
- •Характеристики моделей скважинных датчиков фирмы reda
- •Скважинные приборы замера давления и температуры фирмы Centrilift
- •Технические характеристики пздт фирмы Centrilift
- •Скважинная система мониторинга фирмы phoenix petroleum services Ltd (Шотландия)
- •Технические данные системы трай-сенсор
- •5.2.4.4. Трансформаторы для уэцн
- •Устройство трансформатора
- •Трансформаторы фирмы reda
- •Трансформаторы фирмы Centrilift
- •Массогабаритные характеристики трансформаторов фирмы Centrilift
- •Технические характеристики трансформаторов фирмы Centrilift для комплектации устройств регулирования скорости вращения двигателей
- •5.2.4.5. Кабельные линии установок эцн
- •Российские кабельные линии
- •Кабели марок кпбк, кпбп и кпобп
- •Кабели марок кппбк и кппбп
- •Кабели марок кпобпт, кпбпт и кппбпт
- •Кабели марок кпбт, кпбпт, кэпбт и кэпбпт
- •Удлинитель с муфтой
- •Кабели-удлинители марок кпбпт, кпобпт, кппбпт, кпбп, кэпбпт и кппбп
- •Сростка кабелей
- •Размеры сросток кабельных линий
- •Контрольные испытания кабельных линий
- •Упаковка
- •Барабаны для намотки кабеля
- •Кабельные линии фирмы reda
- •Кабели фирмы reda
- •Размеры жил кабелей фирмы reda
- •Основной кабель Кабели Redalene
- •Кабели Redahot
- •Кабели Redablack
- •Кабели Redalead
- •Удлинитель с муфтой Кабели-удлинители Motorlead
- •Муфта кабельного ввода
- •Сростка кабелей
- •Контрольные испытания кабельных линий
- •Упаковка
- •Основные параметры барабанов для намотки кабельных линий фирмы reda
- •Кабели фирмы Centrilift
- •Кабели Centrilift cpn
- •Кабели Centrilift ctn
- •Кабель Centrilift стт
- •Кабели Centrilift cee
- •Кабель Centrilift cel
- •Кабель-удлинитель Centrilift kt3
- •Кабель-удлинитель Centrilift kht
- •Кабели фирмы Phillips Cables (Канада)
- •Кабель Deviline
- •Кабель Deviline 400
- •Кабель Devilead
- •Кабели предприятия zts
- •Максимальные токовые нагрузки для кабелей zts
- •Кабели Шеньянского и Тяньзинского кабельных заводов (кнр)
- •Кабельная продукция фирмы Kerite (Шотландия)
- •Выбор конструкций кабелей для кабельных линий уэцн
- •Рекомендации по выбору конструкций кабелей для уэцн
- •Расчет падения напряжения в кабельной линии
- •5.2.5. Технологическое и вспомогательное оборудование для эксплуатации кабельных линий
- •5.2.5.1. Приспособления для крепления и защиты кабеля
- •Пояса для крепления кабеля российского производства
- •Нагрузки, воспринимаемые протекторами Lasalle
- •5.2.5.2. Приборы и устройства контроля состояния изоляции кабельных линий и кабелей установок уэцн Устройство нки-1
- •Технические характеристики устройства нки-1
- •Технические характеристики устройства омпик-1
- •5.2.5.3. Оборудование устья скважины для эксплуатации уэцн
- •Технические характеристики ауэ и оуэн
- •Технические характеристики афкэ и афк1э
- •5.2.5.4. Узлы вывода кабеля через устьевую арматуру скважины
- •Геометрические характеристики оборудования устья для уэцн
- •5.2.5.5. Пункты подключения кабельных линий
- •Габаритные размеры клеммных кабельных коробов фирмы Centrilift
- •5.2.5.6. Приспособления для подвески и направления кабеля при спуско-подъемных операциях
- •Характеристики устройств для спуска кабельной линии
- •5.2.5.7. Установки для намотки и размотки кабелей (кабельных линий)
- •Технические характеристики установки унркт-2м
- •Технические характеристики установки для намотки кабеля
- •Технические характеристики самоходной моталки
- •Установки для намотки и размотки кабелей ведущих фирм мира
- •Основные технические характеристики агрегатов-кабеленаматывателей фирмы Lasalle
- •5.2.5.8. Оборудование для монтажа и заправки маслом узлов уэцн на устье скважин
- •5.3. Основные направления усовершенствования установок погружных центробежных насосов
- •Основные технические данные и характеристики параметрических двигателей рппэд -я
- •Основные характеристики некоторых представителей параметрических двигателей прэд
- •Технические характеристики «цунар-100»
- •5.4. Конструктивные особенности деталей установок центробежных насосов и материалы для их изготовления
- •Химический состав и механические свойства материалов рабочих органов насосов типа эцн
- •Требования к корпусам насосов
- •Технические требования к валам насосов
- •Величины зазоров между обоймой направляющего аппарата и расточкой корпуса
- •Материалы основных деталей газосепараторов типа мнг и мнгк по ту 26-06-1416-84
- •Материалы основных деталей газосепараторов тапа мн-гсл по ту 313-019-92
- •Варианты конструктивного исполнения насосов 2 лэцн5
- •5.5. Подбор оборудования и выбор узлов установки эцн по условиям добычи нефти из скважины
- •5.5.1. Основные положения методики подбора уэцн к нефтяной скважине
- •5.5.2. Алгоритм «ручного» подбора уэцн к скважине
- •Проверка параметров кабеля и нкт
- •Проверка диаметрального габарита погружного оборудования
- •Проверка параметров трансформатора и станции управления
- •5.5.3. Алгоритм «машинного» подбора уэцн к скважине
- •5.5.4. Сравнение экономических показателей вариантов установки эцн
- •5.6. Примеры прочностного расчета основных узлов и деталей уэцн
- •Установившиеся и динамические моменты у вала насосов
- •5.7. Охрана труда при эксплуатации установок скважинных центробежных насосов
- •5.8. Установки электроприводных винтовых насосов для добычи нефти
- •5.8.1. Принцип действия винтовых насосов
- •5.8.2. Рабочие органы и конструкции винтовых насосов
- •Основные физико-механические показатели эластомера
- •5.8.3. Влияние зазора и натяга в рабочих органах винтового насоса на его характеристики
- •Риг. 5.178. Схема действия сил в насосе
- •5.8.4. Рабочие характеристики винтовых насосов
- •Технические характеристики установок
- •Технические характеристики насосов
- •5.8.5. Погружные электродвигатели для винтовых насосов
- •5.8.6. Установки погружных винтовых насосов зарубежного производства
- •5.9. Установки электроприводных диафрагменных насосов для добычи нефти
- •Число составных частей при варианте поставки
- •Основные показатели уэдн 5
- •Раздел 1. Оборудование, применяемое при различных эксплуатационных работах
- •Раздел 2. Оборудование для освоения скважины и очистки призабойной зоны пласта
- •Раздел 3. Оборудование для подъема из скважин продукции пласта
- •Раздел 4. Эксплуатация скважин газлифтным способом
- •Раздел 5. Бесштанговые насосные установки
Система пуска
Схема системы показана на рис. 4.16.5. Сжатый воздух от пусковых баллонов подводится к главному пусковому клапану 2, при этом часть его от подводящего трубопровода подается на усилитель 1. После открытия усилителя (вручную нажатием рукоятки или по сигналу от системы автоматики) воздух по главной пусковой магистрали поступает к распределительным клапанам 3 и от них, в соответствии с порядком работы цилиндров двигателя, к пусковым клапанам 4, установленным на крышках силовых цилиндров. Под действием давления сжатого воздуха пусковые клапаны откроются, и воздух направится в цилиндры двигателя. Как только частота вращения коленчатого вала достигнет необходимого значения, подача сжатого воздуха в полость управления главного пускового клапана прекращается, клапан закрывается, а воздух выпускается из системы через силовые цилиндры и выхлопной тракт двигателя.
Рис. 4.16.5. Схема системы пуска
Главный пусковой клапан (рис. 4.16.6). Принцип действия клапана, смонтированного на торце блока цилиндров, следующий. В стальном корпусе 1 перемещается клапан 3, который пружиной 6 прижимается к седлу корпуса, разъединяя полости А и Б. В верхней части корпуса расположен поршень 2 управления клапаном.
При подаче сжатого воздуха от клапана управления пусков 9 в полость С поршень 2 с клапаном 3 перемещается вниз, воздух из полости А попадает в полость Б и далее к распределительным клапанам. С уменьшением давления в полости С клапан 3 под действием пружины 6 перемещается вверх и отсекает полость Б от полости А. Подача воздуха к распределительным клапанам прекращается.
Распределительный клапан (рис. 4.16.7). В корпусе 1 клапана расположен привод толкателя газовпускного клапана. Сжатый воздух поступает от главного пускового клапана в полость А. Под действием его давления шпиндель 4 перемещается вниз и садится на седло направляющей 3. При вращении распределительного вала пусковой кулак 5 нажимает на торец шпинделя, поднимает его, при этом сжатый воздух из полости А поступает в полость Б и далее к пусковому клапану. С уменьшением давления воздуха пружина 2 поднимает шпиндель на высоту, исключающую касание пусковым кулаком торца шпинделя, тем самым исключая его износ при работе машины.
Пусковой клапан расположен на крышке цилиндра двигателя, крепится к нажимному колпаку крышки двумя шпильками и уплотняется прокладкой, Корпус его чугунный, в расточенной части его перемещается шпиндель, который пружиной прижимается к седлу корпуса и открывается при пуске давлением сжатого воздуха, поступающего от распределительного клапана. При прекращении подачи воздуха пружина возвращает шпиндель в исходное положение.
Рис. 4.16.6. Схема главного пускового клапана:
1 — корпус; 2 — поршень; 3 — клапан; 4 — втулка; 5 — масленка; 6 — пружина; 7 — тарелка; 8 — сухарь; 9 — лапан управления пуском
Система наддува (рис. 4.16.8) предназначена для подачи в цилиндры двигателя воздуха повышенного давления и их продувки от выхлопных газов [14].
Система включает: воздухоочиститель 6, всасывающий трубопровод, центробежный компрессор 4, ресивер 2 с водяными охладителями 3 (по одному на каждый цилиндр двигателя), выхлопной коллектор 1, соединенный линзовым компенсатором 7 с газовой турбиной 5.
Рис. 4.16.7. Схема распределительного клапана
Для поддержания оптимального давления при изменяющихся метеорологических условиях турбина 5 снабжена клапаном регулирования 8. Выхлопной коллектор и глушитель 9 соединены телескопическим компенсатором 10 для уравновешивания влияния температур на состояние системы.
Принцип действия системы следующий. Отработанные в цилиндрах двигателя газы через окна поступают в выхлопной коллектор, где выравнивается их давление перед турбиной. Далее, пройдя через колено и линзовый компенсатор, газы поступают в турбину, приводя во вращение ее ротор (рис. 4.16.9).
Колесо компрессора, вращаясь, всасывает атмосферный воздух через воздухоочиститель в корпус компрессора, где он сжимается, а затем поступает в ресивер блока цилиндров и далее, проходя через охладители, направляется в цилиндры двигателя. Воздухоочиститель обеспечивает двухступенчатую очистку: на первой ступени инерционную, на второй — контактно-масляную. Воздух из атмосферы входит через сетчатый экран к масляной ванне. Проходя над поверхностью масла, поток воздуха резко поворачивает вверх, при этом крупные частицы пыли по инерции попадают в масло и оседают на дне ванны.
Система смазки движущихся деталей газомотокомпрессора смешанная — под давлением и разбрызгиванием.
Рис. 4.16.8. Схема системы наддува
Смазка под давлением осуществляется по циркуляционной системе от масляного насоса и по системе пресс-смазки от лубрикатора.
Циркуляционная система смазки (рис. 4.16.10) состоит из масляного насоса 1, приводимого в действие от переднего торца коленчатого вала, масляного фильтра 5, регулятора температуры 6, охладителя масла 7, насоса предпусковой прокачки масла 2 и насоса для заполнения гидромуфты 3.
Принцип действия системы следующий. Масло засасывается масляным насосом из поддона фундаментной рамы и подается под давлением в фильтр 5, где очищается, а затем направляется на охладитель 7 через регулятор температуры 6. Холодное масло перепускается мимо охладителя и поступает непосредственно в двигатель, тем самым обеспечивается быстрый его прогрев.
Рис. 4.16.9. Схема турбокомпрессора:
1 — устройство для впрыска воды; 2 — корпус входного направляющего аппарата; 3 — направляющий аппарат; 4 — корпус компрессора; 5 — колесо компрессора; 6, 14 — лабиринтное уплотнение; 7, 9 — подшипник ротора; 8 — вал ротора; 10 — корпус турбины; 11 — осевое колесо; 12, 18 — гайка; 13 — радиальное колесо; 15 — внутренний корпус турбины; 16 — сопловый аппарат, 17 — шестерня редуктора; 19 — уплотняющий фланец
Рис. 4.16.10. Схема циркуляционной системы смазки
Насос предпусковой прокачки 2 включается перед пуском газомотокомпрессора и в момент его остановки. Насос 3 предназначен для заполнения маслом гидромуфты турбокомпрессора перед его пуском, когда отсутствует давление в системе. Забор масла происходит непосредственно из всасывающей трубы фундаментной рамы, и для исключения заноса посторонних частиц в линию заполнения гидромуфты включен фильтр 8.
Масло после охладителя подается под давлением в главную магистраль, откуда поступает по отверстиям в перегородках фундаментной рамы к постелям коренных подшипников коленчатого вала и далее по отверстиям к коленчатому валу и шатунным подшипникам. От шатунных подшипников масло поступает к втулкам верхних головок шатунов для охлаждения головок поршней двигателя, а затем через маслоуловители сливается в картер.
В конце напорной масляной магистрали предусмотрены редукционный клапан, открывающийся с повышением давления масла выше нормального, и отводы для смазки подшипников распределительного вала, направляющих крейцкопфа, подшипников турбокомпрессора, привода вспомогательных механизмов и для заполнения гидромуфты турбокомпрессора и лубрикатора.
Рис. 4.16.11. Фильтр масляный:
1 — крышка; 2 — корпус; 3 — задвижка; 4 — кран сливной; 5 — фильтрующий пакет; 6 — трубка; 7 — манометр
Масляный насос шестеренчатый, с приводом от коленчатого вала через кулачковую муфту. В его корпус встроен редукционный клапан, перепускающий избыток масла во всасывающую полость насоса. Фильтр масляный (рис. 4.16.11). Для очистки масла применяют полнопоточный двухсекционный сетчатый фильтр. Каждая его секция состоит из двух корпусов — верхнего и нижнего. В верхнем закреплена центральная труба, на которую устанавливается фильтрующий пакет 5, состоящий из каркаса и фильтрующих элементов. Сверху пакет закрывают крышкой. Секции соединены между собой двумя кранами, выполняющими функцию переключающего устройства. Конструкция переключающего устройства позволяет включать в работу поочередно правую или левую секцию, или обе вместе. Переключение секций производится поворотом маховичка.
Масло, входящее в фильтр, попадает в верхний корпус, проходит сквозь фильтрующие элементы и после очистки по центральной трубе попадает в нижний корпус и выходит из фильтра. Степень загрязненности фильтра оценивается по перепаду давления на входе и выходе, который контролируется манометрами 7. Для выпуска воздуха из корпусов предусмотрены трубки 6.
Насосы предпусковой прокачки масла и заполнения гидромуфты — шестеренчатые, автономные с электродвигателями, во взрывобезопасном исполнении. Управление включения — от системы автоматики или от ручных кнопочных выключателей.
Система пресс-смазки. Для смазки цилиндров и сальников газомотокомпрессора обычно применяют лубрикатор (рис. 4.16.12). В корпусе 1, который одновременно является маслобаком, устанавливают такое число насосов 3, которое соответствует числу смазываемых точек. Плунжер 5 засасывает масло через приемное отверстие 4 и нагнетает его через клапан 2 по отверстию 15 в промежуточную камеру 9, прикрытую стеклом (машинист через это стекло имеет возможность наблюдать за количеством масла, подаваемого плунжером). Масло, проходя через сетку 10 и отверстие 11, поступает во второй цилиндр, откуда плунжером 14 через клапан 13 и присоединительный штуцер 12 направляется к месту смазки. Лубрикатор имеет общий вал 7 и эксцентрики 8, охватываемые вилкой 6, к которой подсоединены плунжеры 5 и 14.
Рис. 4.16.12. Лубрикатор
Лубрикатор приводится в действие от коленчатого вала компрессора через червячный редуктор. Кроме того, в период запуска предусмотрена возможность привода плунжеров вручную. Для предотвращения вытекания масла и прорыва газов на трубопроводах установлены обратные клапаны шарикового типа.
Замкнутая система охлаждения обеспечивает охлаждение двигателя, турбокомпрессоров воздухонаддува и масла. Так как перепад температур входящей и выходящей воды незначительный, то не возникают большие температурные напряжения и деформации. Если на газомотокомпрессоре применены компрессорные цилиндры с водяным охлаждением, то используют системы открытого цикла.
Схема системы охлаждения показана на рис. 4.16.13. Основной объем охлаждающей воды находится в расширительном баке 4, из которого она поступает к водяному насосу 3, обеспечивающему циркуляцию воды в системе. Затем часть воды подается в водяную рубашку блока, другая часть идет через регулятор температуры 2 на охлаждение в охладитель воды 7 и охладители масла и воздуха наддува.
При прогреве двигателя, когда температура воды низкая, часть ее от водяного насоса 3 поступает непосредственно в блок цилиндров, другая (большая часть) перепускается регулятором температуры 2 мимо охладителя воды на охладитель масла и далее в блок цилиндров. По мере прогрева двигателя регулятор температуры, датчик которого врезан в трубу для воды, выходящей из двигателя, начинает перепускать ее на охладитель воды.
Рис. 4.16.13. Схема системы охлаждения воды
При номинальном режиме основная часть воды от водяного насоса подается на регулятор температуры 2, который перепускает воду через охладитель воды 1 к охладителю масла 6 и к охладителям воздуха наддува. В охладителе масла вода, охлаждая масло, нагревается и поступает в блок цилиндров.
Температурный режим, а также необходимый перепад температур входящей и выходящей из двигателя, воды и масла устанавливают при наладке системы с помощью задвижек.
Пройдя через зарубашечные пространства блока, втулки цилиндра и крышки, вода через коллектор сливается в расширительный бак. Для обеспечения более интенсивного охлаждения втулок силового цилиндра и крышек на выходе воды из рубашки блока предусмотрены шайбы, уменьшающие проходное сечение отводящих трубопроводов.
В системе охлаждения используют водяной насос центробежного типа с цепным приводом от коленчатого вала. Цепь — двухрядная втулочно-роликовая. Корпус привода насоса крепится к фундаментной раме шпильками и фиксируется штифтами. Для автоматического поддержания температуры воды установлен дистанционный регулятор температуры, перепускающий часть воды на водяной охладитель или аппарат воздушного охлаждения.
Для регулирования параметров режима газомотокомпрессоров МК-8 применяют комплексную пневматическую взрывобезопасную систему, которая обеспечивает автоматизированный контроль, защиту и управление технологическим агрегатом с агрегатного щита газомотокомпрессора или от системы централизованного управления.
Система охлаждения обеспечивает:
1) автоматический пуск, нормальную и аварийную остановку агрегата;
2) ручное управление агрегатом с агрегатного щита;
3) дистанционное управление и контроль газомотокомпрессора со щита системы централизованного управления;
4) автоматическую защиту и сигнализацию с визуальным контролем параметров по приборам агрегатного щита;
5) визуальную сигнализацию положения кранов магистрального газопровода, а также звуковую и визуальную сигнализацию о нарушениях в работе агрегата;
6) изменение подачи агрегата путем воздействия на регулятор скорости или на регуляторы подачи компрессорных цилиндров;
7) автоматическое регулирование количества подаваемого топливного газа воздействием на клапан соотношения топливный газ — воздух наддува, а также автоматическое регулирование давления наддувочного воздуха;
8) автоматическое регулирование уровня масла. Автоматический пуск обеспечивается при выполнении следующих предпусковых условий:
— температура масла в картере газомотокомпрессора должна быть не менее 35 °С;
— давление воздуха питания пневмосистемы автоматики — не менее 0,125 МПа, давление пускового воздуха — не менее 1,5 МПа;
— давление топливного газа перед коллектором газомотокомпрессора должно быть не более 196,1 Па;
— краны обводных линий и краны соединения обводных линий компрессорных цилиндров с атмосферой должны быть открыты;
— кран для продувки воздухом, краны, установленные на трубопроводах нагнетания и всасывания, должны быть закрыты.
Предупредительная звуковая и визуальная сигнализация срабатывает при достижении:
— уровня масла в картере газомотокомпрессора на 20 мм выше или 25 мм ниже заданных значений;
— перепада давления, на фильтре масла более 0,07 МПа;
— давления компримируемого газа на всасывающей линии компрессорных цилиндров меньше заданного значения;
— температуры воды на выходе из двигателя более 80 °С;
— давления воздуха в пневмосистеме автоматики менее 0,125 МПа;
— температуры выхлопных газов по цилиндрам менее 200 °С;
— продолжительности пуска с набором нагрузки более 7 мин;
— продолжительности остановки более 8 мин.
Газомотокомпрессор автоматически останавливается, если:
— давление воздуха в пневмосистеме автоматики менее 0,11 МПа;
— температура коренных подшипников более 75 °С;
— температура подшипников ротора турбокомпрессора со стороны турбины более 92 °С и со стороны компрессора более 86 °С;
— температура масла в картере более 75 °С;
— давление воздуха наддува более 0,07 МПа;
— температура компримируемого газа на выходе любого компрессорного цилиндра больше допустимой;
— давление компримируемого газа на выходе каждой ступени сжатия газомотокомпрессора больше допустимого;
— продолжительность запуска более 3 мин.
Аварийный останов газомотокомпрессора сопровождается звуковой и визуальной сигнализацией и обеспечивается, если:
— давление горячей воды на входе в двигатель менее 0,05 МПа;
— температура воды на выходе из двигателя более 85 °С;
— частота вращения коленчатого вала более 5,66 с-1;
— частота вращения ротора турбокомпрессора более 125 с-1;
— давление в картере газомотокомпрессора более 0,001 МПа;
— давление на выходе системы смазки менее 0,29 МПа;
— температура отработанных газов по каждому цилиндру более 420 °С;
— температура отработанных газов перед турбиной более 440 °С, а после турбины — более 420 °С [14].
