Передвижные компрессорные станции: Передвижные компрессорные станции и мобильные установки в Екатеринбурге, Иркутске, Сургуте

Передвижные компрессорные станции — Афалина ГК

Дизельные винтовые компрессорные станции выполнены с использованием передовых технологий и в соответствии с современными требованиями по защите окружающей среды.

Дизельные винтовые компрессорные станции Remeza предназначены для выработки сжатого воздуха и питания им пневматических инструментов, приводов, механизмов на строительных, дорожных, геологоразведочных и других работах, для механизации тяжелых и трудоемких процессов. Это идеальный источник сжатого воздуха при производстве строительных и дорожных работ. Станции в стандартном исполнении предназначены для эксплуатации при температуре окружающего воздуха от -15 до +45 °С. В специальном исполнении температурный режим эксплуатации от -35 до +45 °С.

Технические характеристики

Передвижные винтовые дизельные станции с дизельным двигателем ММ3 (Белрусь)

МОДЕЛЬ	Производительность	бар	Двигатель	Габариты	кг
ДК-6/7	6,0 м3/мин	7	Дизель D243	3680 х 1725 х 1825 мм	1450
ДК-10/10	10,0 м3/мин	10	Дизель D245	3680 х 1725 х 1960 мм	1800
ДК-12/7	12,0 м3/мин	7	Дизель D245	3680 х 1725 х 1960 мм	1800

DK — компрессорная станция на шасси с приводом от дизельного двигателя
DK — P — компрессорная станция на раме с приводом от дизельного двигателя

Особенности передвижной компрессорной установки «Ремеза».
1. Соединение дизельного двигателя с винтовым компрессорным блоком через муфту сцепления.

• возможность запуска и прогрева двигателя в холодное время без нагрузки.
• плавная передача крутящего момента от дизельного двигателя на винтовой блок.

2. Пульт, рычаги управления и раздаточные краны вынесены на наружную панель корпуса установки

• возможность управления установкой, не раскрывая кожуха.

3. Съемные дышло и торсионная подвеска.

• мобильность, возможность выбирать способ транспортировки и использования установки в зависимости от ситуации.

4. Наличие уравновешенной стойки подъема.

• погрузка-разгрузка установки осуществляется посредством закрепления крюка подъемного механизма за внешнюю серьгу стойки подъема, без какой-либо дополнительной строповки.

5. Дизельный двигатель Д243, производства Минского моторного завода.

• широко известен на рынке, развито сервисное обслуживание, свободное наличие на рынке запасных частей, наличие квалифицированных специалистов во всех организациях по эксплуатации и ремонту данных дизельных двигателей (дизельные двигатели устанавливаются на широко известные тракторы МТЗ),
• жидкостное охлаждение,
• неприхотлив к качеству дизельного топлива, прост в техническом обслуживании.

6. Температурный режим эксплуатации установки -30 — +45 °C.

• без дополнительных опций, используя только специальные масла

7. Использование высокоэффективного винтового блока ведущих производителей Германии.

8. Автоматическая система регулирования производительности в зависимости от фактического расхода потребляемого воздуха, с возможностью ручной регулировки.

9. Полимерное атмосферостойкое покрытие корпуса установки — повышает антикоррозийную устойчивость корпуса.

10. Удобный доступ ко всем узлам и агрегатам, требующих регулярного технического обслуживания.

11. Система защиты:

• высокая температура охлаждающей жидкости двигателя;
• низкое давление масла в двигателе;
• высокая температура масла в компрессоре.

Технические характеристики

Передвижные винтовые компрессорные станции с дизельным двигателем DEUTZ (Германия)

Рабочие харатеристики	Модель
	ДК-3/7Д	ДК-3/15Д	ДК-4/10Д	ДК-5/7Д
Производительность без охладителя, м3/мин	3	3	4	5. 4
Давление рабочее избыточное, бар	7	15	10	7
Емкость масляной системы компрессора, л	10	13	13	13
Количество постов, шт	2×3/4”	2хЗ/4”+1*1”	2хЗ/4”+1х1”	2хЗ/4”+1х1”
Двигатель	DEUTZ	DEUTZ	DEUTZ	DEUTZ
Модель	F02M2011	F03M2011	F03M2011	F03M2011
Количество цилиндров, шт	2	3	3	3
Максимальная частота вращения коленчатого вала при полной нагрузке, об/мин	2750	2750	2750	2750
Мощность номинальная, кВт	23.3	36. 0	36.0	36.0
Система охлаждения	масляная	масляная	масляная	масляная
Емкость масляной системы, л	8	11	11	11
Расход топлива при максимальной мощности, кг/ч	5.2	8.0	8.0	8.0
Объем топливного бака, л	45	75	75	75
Габариты и масса станции на шасси с регулируемым дышлом Д×Ш×В, мм (масса, кг)	2900×1450×1260 (750)	3430×1480×1280 (920)	3430×1480×1280 (920)	3430×1480×1280 (920)
Габариты и масса станции на опорах Д×Ш×В, мм (масса, кг)	1580×1270×1020 (670)	2050×1300×1040 (840)	2050×1300×1040 (840)	2050×1300×1040 (840)

Передвижные компрессорные станции в Узбекистане

Дата публикации: 16. 03.2018 10:17

 Потребность в сжатом воздухе возникает и на удаленных объектах, где невозможно установить стационарный компрессор. В этом случае использование передвижного (мобильного) компрессора на месте работ не требует предварительной сборки. Это намного надежнее и завод предоставляет гарантию на данный вид компрессоров на бовольно долгий срок.

Эти установки исполнены  на шасси. Способны выдерживать большие нагрузки при длительной эксплуатации. Мобильные и маневренные. 

Передвижки применяются  почти во всех отраслях промышленности: нефти и газа, горной промышленности, транспорта, мобильного обслуживания шин, муниципального управления и гражданского строительства.

Мобильные передвижные станции – это то промышленное оборудование, которое  постоянно модифицируется.

Основные моменты. на которые следует обратить внимание, при выборе передвижки: 

 Важно определиться с мощностью. Примерная цифра производителност сжатого воздуха указывается на шильдике компрессора.

Оснвоные параметры – это давление воздуха, расход, напор, ёмкость масляной системы, если это масляный тип, а также тип привода. Компрессор может быть в открытом или закрытом исполнении (без кожуха или с кожухом). Возможны и специальные исполнения для морской индустрии и в горнодобывающей промышленности. 

Передвижные (мобильные) компрессоры бывают поршневыми и винтовыми. Винтовые компрессоры — маслозаполненные или безмасляные. Безмасляные компрессоры отличаются высокой стоимостью. Принцип работы схож со стационарным компрессором. Отличия в панели управления. Небольшие передвижные компрессоры могут работать при любых условиях даже в условиях очень холодной погоды и на большой высоте (например, когда сжатый воздух нужен для дыхания).

Передвижные (мобильные) компрессоры имеют привод от больших дизельных двигателей, т.е для них не требуется электричество. Размер двигателя и компрессора зависит от производительности и давления производимого воздуха. Двигатель напрямую подключен к компрессору или через клиноременную передачу.

 Области применения: 

Данный тип компрессорных систем подходит для бурения, ремонта и освоения скважин, для газлифта обводненных газовых и нефтяных скважин, для утилизации газа при опорожнении шлейфов, промысловых коллекторов и магистральных газовых трубопроводов, для вскрытия продуктивных пластов, для испытания, ремонта, опрессовки и очистки трубопроводов.

Азотные передвижные компрессоры подают газообразный азот под давлением, который получают на месте работ из воздуха. В нефтяной промышленности производят закачку сжатого азота (невзрывоопасного) при проверке надёжности магистралей и емкостного оборудования под давлением. Азот используют для вытеснения нефти из пласта. Азот нужен, если необходимо потушить очаг возгорания и для других технологических операций.

Передвижка вырабатывает сжатый воздух для строительных площадок, дорожного строительства и для всех случаев, где требуется сжатый воздух, а использование стационарного компрессора невозможно.

Компрессоры данного типа используются также в качестве запасного компрессора на случай аварии стационарной установки.

Типичное применение передвижных (мобильных) компрессорных установок.

• обслуживание грузовиков, установка и накачка шин, продувка радиаторов, очистка воздушных фильтров и покраска распылением;
• для работы различного пневмоинструмента, отбойных молотков, пескоструйных аппаратов;
• передвижные компрессорные установки используются для военных областей применения;
• в сельском хозяйстве на полях для быстрой подкачки больших шин тракторов и другой техники, очистки оборудования большой струей воздуха;
• во внедорожных условиях для обслуживания гусеничной техники;
• для работы пневматических шлифовальных машин и шлифовальных станков;
• в качестве пневматического пускового устройства для больших машин и оборудования;
• для сварочных систем (обработка поверхностей)
• для горной промышленности, снабжение сжатым воздухом рабочего пневмоинструмента;
• и прочее.

 

Примеры технических предложений и решений по передвижным компрессорам

 

Передвижной винтовой компрессор

Описание

Тип	винтовой, передвижной
Диапазон расчетного давления	4,8-8,6 бар
Производительность	10,6 м³/мин
Диапазон рабочих температур	-29…+52°C
Объем рессивера	102 л
Объем заливаемого масла	38 л
База	передвижная, одноосная

Привод компрессора

Тип двигателя	дизель
Число цилиндров	4
Диаметр и ход поршня	106 х 127 мм
Рабочий объем цилиндров	4,5 л
Общий литраж масла	13,25 л
Объем системы охлаждения	15,1 л
Частота вращения на холостом ходу	1400 об/мин
Частота вращения при полной нагрузке	2500 об/мин
Мощность	86 кВт
Объем резервуара для топлива	195 л

 

Компрессор оснащен:

• Панель управления;
• Система автоматического контроля производительности;
• Система холодного запуска;
• Двухступенчатый воздушный фильтр;
• Автоматическая система отключения и защиты;
• Световые сигналы остановки, поворота, задний свет;
• Датчики для индикации неисправностей;
• Визуальный указатель уровня топлива;
• Указатель давления на нагнетании;
• Указатель давления масла двигателя;
• Датчик температуры воды двигателя;
• Часомер;
• На компрессоре имеются запираемые инструментальные ящики с каждой стороны.

Поставка

Компрессор поставляется в сборе, за исключением тягового устройства. Тяговое устройство следует монтировать с помощью 4-х болтов (предоставляются).

Передвижная компрессорная станция

 

Заявляемая полезная модель относится к компрессорной технике, направлена на повышение технических данных и расширение эксплуатационных возможностей передвижных компрессорных станций, применяемых в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности. Передвижная компрессорная станция (ПКС), включает размещенные в кузове двигатель и приводимый им в действие компрессор, влагоотделитель, устройство охлаждения сжатого воздуха (СВ), содержащее холодильник и устройство его обдува охлаждающим воздухом. Сущность технического решения заключается в том, что в качестве двигателя используют газотурбинный двигатель (ГТД) 1, имеющий компрессор 2, выходное устройство 3 и выходной вал 4, соединенный с валом 6 многоступенчатого поршневого компрессора (ПК) 7. ПКС снабжена заборником 13 СВ, установленным за компрессором 2 ГТД 1, распределителем 14 СВ, регулятором 15 расхода и перепуска воздуха и системой 16 осушки и нагрева СВ, содержащей последовательно соединенные трубопроводами турбину 17 турбохолодильника 18, влагоотделитель 19, нагнетатель 20 турбохолодильника 18, теплообменник 21, нагреватель 22 и трубопровод 24 выхода сухого горячего СВ, при этом заборник 13 СВ соединен трубопроводами через теплообменник 21, холодильник 10, регулятор 15 расхода и перепуска воздуха, влагоотделитель 8 с входом распределителя 14 СВ, который имеет три выхода: первый выход соединен с трубопроводом 25 выхода СВ низкого давления, второй выход соединен трубопроводом входом ПК 7, выход которого соединен с трубопроводом 26 выхода СВ высокого давления, третий выход соединен трубопроводом с входом в турбину 17 турбохолодильника 18 системы 16 осушки и нагрева СВ.

Устройство обдува холодильника охлаждающим воздухом выполнено в виде эжектора 11, который установлен над холодильником 10 и имеет соединенный газовым каналом 23 с выходным устройством 3 ГТД 1 горизонтально расположенный газоход 27, с отходящими от него в обе стороны боковыми газоходами 28. Техническим результатом является увеличение производительности ПКС, уменьшение времени наполнения СВ участка газопровода до давления опрессовки, расширение эксплуатационных возможностей ПКС применением ее для отогрева и осушки входных коллекторов газоперекачивающих станций и участков газопроводов, уменьшение массы и габаритов ПКС, увеличение мобильности ПКС, уменьшение времени подготовки ПКС к работе в условиях низких температур.

Полезная модель относится к компрессорной технике, направлена на повышение технических данных и расширение эксплуатационных возможностей передвижных компрессорных станций, применяемых в нефтяной, газовой и других отраслях промышленности.

В настоящее время при производстве работ на объектах нефтяной и газовой промышленности по освоению, испытанию, ремонту скважин, очистке, продувке и пневмоопрессовке трубопроводов используется взрывобезопасная газовая смесь (ГС) с содержанием кислорода не более 10%, сжатая до давления 25 МПа (250 кг/см²) и сжатый воздух (СВ) давлением 10 МПа и более. Для обеспечения таких работ в России и странах СНГ применяют отечественные и зарубежные передвижные компрессорные станции, но, в основном, российского производства: воздушную ПКС-16/101 [1] и ее азотную модификацию ПКСА-9/200 [2], серийно выпускаемую ОАО «Уральский компрессорный завод», а также воздушную СД-18/101 и азотную СДА-20/251 производства ОАО «Краснодарский компрессорный завод». Из зарубежных аналогов можно привести станции австрийской фирмы «LMF»: азотный вариант LMF 47/20-250 D производительностью 47 м³ /мин по воздуху, 20 м³/мин по газовой смеси при конечном давлении до 25 МПа и воздушный вариант LMF 67-150 [3] производительностью 67 м³/мин при конечном давлении до 15 МПа.

Основными недостатками существующих передвижных компрессорных станций (ИКС), применяемых при перечисленных видах работ, являются низкая производительность, выражающаяся в значительном времени наполнения участка газо- или нефтепровода воздухом до давления опрессовки, а также большая масса и габариты. Масса станции ПКС-16/101

на четырехосном автошасси «Урал» достигает 20 тонн, станции СДА-20/251 — 33 тонн, а станций LMF — 42…55 тонн, габариты которых близки к предельным для транспортного средства.

Ввиду отсутствия в настоящее время отечественного поршневого компрессора (ПК) с приемлемыми массовыми и габаритными данными производительностью более 20 м³ /мин по условиям всасывания (производительность ПК по условиям всасывания — объем газа выходящего из компрессора в единицу времени, имеющего давление и температуру этого газа на входе в компрессор) и невозможности разместить на таких станциях один ПК большой производительности на ПКС-9/200 и ПКС-16/101 устанавливают два ПК с приводом от двигателя шасси и дополнительного двигателя, а на станциях LMF и СДА-20/251 устанавливают комбинированную компрессорную установку, включающую высокопроизводительный, малогабаритный винтовой и дожимающий многоступенчатый ПК с приводом от одного или двух двигателей, что позволило поднять производительность, но значительно увеличило массу и габариты станций.

Таким образом, рост массогабаритных параметров компрессоров, приводного двигателя и станции является препятствием для дальнейшего увеличения производительности традиционным способом — увеличением размеров компрессоров и для его преодоления требуются новые технические решения.

В качестве ближайшего аналога, принятого за прототип выбрана мобильная компрессорная установка австрийской фирмы «LMF» LMF 67-150 [3], включающая размещенные в кузове двигатель и приводимый им в действие компрессор, состоящий из винтового и двухступенчатого поршневого компрессора, влагоотделитель, устройство охлаждения СВ,

включающее холодильник и устройство его обдува охлаждающим воздухом в виде вентиляторов с гидроприводом.

Недостатком является низкая производительность, большая масса и габариты установки.

Задачей, на решение которой направлено данное техническое решение, является увеличение производительности и расширение эксплуатационных возможностей передвижной компрессорной станции при приемлемых массовых и габаритных параметрах для транспортировки к месту эксплуатации и работы.

Поставленная задача решается следующим образом.

В передвижной компрессорной станции (ПКС), включающей, размещенные в кузове двигатель и приводимый им в действие компрессор, влагоотделитель, устройство охлаждения сжатого воздуха (СВ), содержащее холодильник и устройство его обдува охлаждающим воздухом, согласно полезной модели, в качестве двигателя используют газотурбинный двигатель (ГТД), имеющий компрессор, выходное устройство и выходной вал, соединенный с валом компрессора передвижной компрессорной станции, а ПКС снабжена заборником СВ, установленным за компрессором ГТД, распределителем СВ, регулятором расхода и перепуска воздуха и системой осушки и нагрева СВ, содержащей последовательно соединенные трубопроводами турбину турбохолодильника, влагоотделитель, нагнетатель турбохолодильника, теплообменник, нагреватель, и трубопровод выхода сухого горячего СВ, при этом заборник СВ соединен трубопроводами через теплообменник, холодильник, регулятор расхода и перепуска воздуха, влагоотделитель с входом распределителя СВ, который имеет три выхода: первый выход соединен с трубопроводом выхода СВ низкого давления, второй выход соединен трубопроводом с входом компрессора, выход которого соединен с трубопроводом выхода СВ высокого давления, третий выход соединен

трубопроводом с входом в турбину турбохолодильника системы осушки и нагрева СВ; устройство обдува холодильника охлаждающим воздухом выполнено в виде эжектора.

Устройство охлаждения сжатого воздуха размещено в верхней части кузова.

Эжектор, установлен над холодильником и имеет соединенный газовым каналом с выходным устройством ГТД горизонтально расположенный газоход, с отходящими от него в обе стороны боковыми газоходами.

Над боковыми газоходами в шахматном порядке с ними и параллельно им установлены дефлекторы.

Каждый боковой газоход в верхней части по всей длине имеет щелевое сопло или ряд отверстий.

В качестве компрессора ПКС используют, по меньшей мере, один многоступенчатый поршневой компрессор (ПК), вал которого соединен с выходным валом ГТД с помощью устройства сцепления.

Устройство сцепления выполнено разъемным.

Устройство сцепления выполнено с возможностью передачи скорости вращения выходного вала ГТД в передаточном отношении равном отношению скорости вращения выходного вала ГТД к скорости вращения вала ПК.

При равенстве скоростей вращения вала ГТД и вала компрессора устройство сцепления может быть выполнено с возможностью передачи скорости вращения выходного вала ГТД в передаточном отношении 1:1.

В устройстве охлаждения СВ предусмотрены вертикальные створки, установленные над эжектором, по его периметру. Нагреватель системы осушки и нагрева СВ установлен в газовом канале.

Вход компрессора ГТД соединен с атмосферой через воздушный фильтр.

На трубопроводах выхода СВ низкого давления, СВ высокого давления, сухого горячего СВ установлены обратные клапаны.

Газотурбинный двигатель (ГТД) является легким, малогабаритным, высокопроизводительным источником СВ и приводом поршневого компрессора (ПК), дожимающего воздух до необходимого давления, в зависимости от которого предусматривается необходимое число ступеней сжатия.

Основу ГТД составляет газогенератор, производящий газовый поток с высокой внутренней энергией (потенциальной энергией давления и температуры). В газогенератор ГТД входят осевой, центробежный или комбинированный осецентробежный компрессор, камера сгорания и газовая турбина. Вращающиеся части компрессора и турбины, соединенные валами образуют роторы ГТД, число которых в настоящее время достигает трех: низкого, среднего и высокого давления, имеющих только газодинамическую связь. Давление воздуха за компрессором ГТД достигает 2…3 МПа и более.

Применяемые в основном в авиации ГТД [4,6]с энергетической стороны и точки зрения использования в ПКС делятся на следующие типы. В ГТД первого типа основная часть энергии газового потока, выходящего из газогенератора преобразуется в реактивном сопле в кинетическую для получения силы тяги. К первому типу относятся турбореактивные двигатели (ТРД). Во втором типе — основная часть внутренней энергии газового потока выходящего из газогенератора преобразуется в дополнительных ступенях газовой турбины в механическую, которая передается на выходной вал. Ротор дополнительных ступеней турбины соединяют с ротором газогенератора и далее через редуктор с выходным валом или ротор дополнительных ступеней

турбины, не связывают с ротором газогенератора, а непосредственно соединяют с выходным валом (такую турбину называют свободной). Ко второму типу ГТД относятся турбовинтовые двигатели (ТВД), выходной вал которых соединяют с воздушным винтом, турбовальные двигатели (ТВаД) для привода редукторов несущих винтов вертолетов, а также наземные стационарные и транспортные (как правило, созданные по схеме ТВаД на базе авиационных ГТД). Третий тип — в которых от газогенератора отбирается энергия в виде отбираемого за их компрессором СВ. К ним относятся вспомогательные силовые установки (ВСУ) и газотурбинные установки бортовые энергетические летательных аппаратов, в которых отбирается и механическая мощность.

В зависимости от типа ГТД поступающие из турбин в выходные устройства газы обладают высокой кинетической и внутренней энергией: скорость на выходе из турбины 150…200 м/с, температура от 400°С (ТВД, ТВаД, ВСУ — у двигателей с полным расширением газа в многоступенчатых турбинах) до 700°С при давлении до 3·10 ⁵ Па (ТРД), измеряемой например у ТВД сотнями кВт и у ТРД десятками тысяч кВт.

ГТД трансформируются из одного типа в другой с сохранением общего энергетического баланса двигателя. ТРД — это газогенератор с реактивным соплом. Например, если в ТРД энергию газового потока (давление и температура), оставшуюся за его турбиной преобразовать не в кинетическую в сопле, а в механическую установкой нескольких ступеней турбины с отдельным выходным валом, то получится ТВаД. Если на ТРД установить дополнительные ступени турбины и соединить их с ротором, а избыточную мощность передавать на выходной вал и, например, на воздушный винт через редуктор, то получится одновальный ТВД, в которых редуктор, как правило встроенный и понижающий скорость вращения выходного вала до величины приемлемой для привода, например, ПК. И наоборот, если в ТВД убрать, по

меньшей мере, одну ступень турбины, то полученную энергию газового потока можно использовать, например, для создания реактивной тяги. Такие методы переделок ГТД широко применяют в практике двигателестроения, и могут быть использованы для доработки существующих ГТД под установку на ПКС.

Расход воздуха через ГТД измеряется десятками и сотнями кубометров в секунду при давлении за компрессором до 2 МПа и более. Существующие ГТД позволяют без превышения допустимой температуры газа перед турбиной отбирать из-за их компрессора десятки и сотни м ³/мин СВ низкого давления, что составляет около 5% от общего расхода воздуха через двигатель при одновременном отборе максимальной механической мощности с выходного вала, составляющей тысячи кВт. Специально созданные или доработанные ГТД для работы на ПКС, подобные авиационным газотурбинным В СУ или установкам бортовым энергетическим (УБЭ) на базе авиационных ГТД (ВСУ для запуска основных ГТД с помощью СВ и подачи СВ в систему кондиционирования или УБЭ для обеспечения бортового оборудования самолетов СВ и электроэнергией, например АИ-24УБЭ, созданный на базе широко применяемого в авиации ТВД АИ-24) способны выдерживать максимальный отбор воздуха до 40% без отбора механической мощности или одновременный отбор 25…35% воздуха и механической мощности, достаточной для привода компрессора, дожимающего этот воздух до необходимого давления.

При отборе за компрессором ГТД воздуха происходит падение давления в камере сгорания и расхода газа через турбину, что приводит к уменьшению мощности турбины, которая становится меньше мощности, потребляемой компрессором ГТД, и скорость вращения ротора ГТД снижается. Топливная автоматика, настроенная на поддержание постоянной скорости вращения ротора увеличивает подачу топлива в камеру сгорания и, тем самым,

температуру газа перед турбиной до тех пор, пока мощность турбины не станет равной мощности компрессора ГТД и скорость вращения ротора не восстановится. Интенсивный рост температуры газа перед турбиной (в ГТД обычно замеряется температура газа за турбиной, которая изменяется пропорционально температуре перед турбиной, которую легче и достовернее измерить из-за более равномерного температурного поля по сечению газового потока), ограниченная максимально допустимым значением препятствует отбору большего количества воздуха за компрессором ГТД, чем 3…5% от входящего в двигатель.

Доработка ГТД заключается в устранении падения давления воздуха при его отборе за компрессором. Это достигается уменьшением проходного сечения для газового потока между сопловыми и рабочими лопатками турбины, обычно, поворотом только сопловых лопаток при работе ГТД в период отбора воздуха или проще, установкой новых сопловых аппаратов и лопаток ротора (или только сопловых) с проходным сечением, обеспечивающим требуемый отбор воздуха и мощности с вала ГТД.

ГТД, особенно авиационные, обладают большой мощностью при малом весе и размерах, что дает возможность создавать на их основе высокопроизводительные ПКС. Рационально использовать ГТД, отработавшие свой ресурс на самолетах, отремонтированные и переоборудованные для работы на таких станциях. Для обеспечения бесперебойной работы ГТД на ПКС в течение десятков и сотен часов и ресурса, измеряемого десятками тысяч часов необходимы несколько меньшие обороты и температура газа перед турбиной по сравнению с крейсерским режимом этого ГТД на самолете. Это достигается большим запасом располагаемой мощности ГТД по отношению к потребляемой мощности компрессора и мощности затрачиваемой на сжатие и нагрев отбираемого воздуха в ГТД.

Применение ГТД, имеющих больший, чем поршневой дизель удельный расход топлива выгодно в тех случаях, когда производительность компрессорной станции имеет первостепенное значение, чем расход топлива. Расчеты показывают, что относительный расход топлива станцией с ГТД первых поколений (расход топлива на один кубометр сжимаемого газа) незначительно превышает такой же показатель традиционной станции с дизельным двигателем, а на режимах подачи СВ низкого давления более чем в два раза экономичнее. Применение современных ГТД, имеющих высокую степень сжатия компрессора (20 и более) и высокую температуру газа перед турбиной позволяет создать ПКС экономичнее дизельной, намного уменьшить размеры и массу компрессора и станции в целом. Применение в качестве топлива природного газа широко применяется в ГТД на различного рода наземных установках.

Из перечисленных выше типов компрессоров их применение в высокопроизводительной ПКС необходимо рассматривать, сравнивая, прежде всего, удельные параметры — удельные массу и габариты (отношение массы и габаритного объема компрессора к его производительности по условиям всасывания при стандартных атмосферных условиях) и диапазоны их рабочих давлений.

ПК имеет наибольшую удельные массу и габариты при всасывании из атмосферы в связи с большими размерами его первых ступеней. Указанные удельные параметры многоступенчатого ПК выгодно снижаются при давлении всасывания более 1 мПа и конечном давлении более 10 мПа при оптимальной степени повышения давления в каждой ступени около трех единиц.

В газопроводе, особенно в зимний период и в районах крайнего севера накапливается водяной конденсат, который, превращаясь в иней и лед, нарушает его нормальную работу. Применение ГТД позволяет использовать

ПКС для выполнения работ по отогреву и осушке газопровода интенсивным продувом через него сухого горячего воздуха.

На фиг.1 представлена схема передвижной компрессорной станции.

На фиг.2 представлена схема эжектора устройства охлаждения воздуха.

На фиг.3.представлен разрез А-А на фиг.2

Передвижная компрессорная станция (ПКС), включает размещенные в кузове газотурбинный двигатель 1, имеющий компрессор 2, выходное устройство 3 и выходной вал 4, соединенный через устройство сцепления 5 с валом 6 компрессора 7 ПКС. В качестве газотурбинного двигателя используют турбовинтовой двигатель (ТВД) или турбовальный двигатель (ТВаД), как доработанные для увеличения отбора воздуха, так и не подвергаемые доработке.

ПКС также включает влагоотделитель 8, устройство 9 охлаждения сжатого воздуха (СВ), содержащее холодильник 10 и устройство его обдува 11 охлаждающим воздухом. Вход компрессора 2 ГТД 1 соединен с атмосферой через воздушный фильтр 12. ПКС снабжена заборником 13 СВ, установленным за компрессором 2 ГТД 1, распределителем 14 СВ, регулятором 15 расхода и перепуска воздуха, системой 16 осушки и нагрева СВ, содержащей последовательно соединенные трубопроводами турбину 17 турбохолодильника 18, влагоотделитель 19, нагнетатель 20 турбохолодильника 18, теплообменник 21, нагреватель 22. Нагреватель 22 установлен в газовом канале 23, соединяющим выходное устройство 3 ГТД 1 с устройством 9 охлаждения СВ. Выход нагревателя 22 соединен с трубопроводом 24 выхода сухого горячего СВ. Заборник 13 СВ последовательно соединен трубопроводами с теплообменником 21, холодильником 10, регулятором 15 расхода и перепуска воздуха, влагоотделителем 8 и входом распределителя 14 СВ, который имеет три выхода: первый выход соединен с трубопроводом 25

выхода СВ низкого давления, второй выход соединен трубопроводом с входом компрессора 7 ПКС, выход которого соединен с трубопроводом 26 выхода СВ высокого давления, третий выход соединен трубопроводом с входом в турбину 17 турбохолодильника 18 системы 16 осушки и нагрева СВ. Устройство 9 охлаждения СВ размещено в верхней части кузова, при этом устройство обдува 11 холодильника 10 охлаждающим воздухом выполнено в виде эжектора 11, установленного над холодильником 10. Эжектор 11 имеет горизонтально расположенный газоход 27, соединенный газовым каналом 23 с выходным устройством 3 ГТД 1. От газохода 27 в обе стороны отходят боковые газоходы 28 (фиг.2, фиг.3), имеющие эллипсовидную или другую обтекаемую по направлению воздушного потока форму поперечного сечения, которые в верхней части по всей длине имеют щелевое сопло 29. Сопло бокового газохода 28 может быть выполнено в виде ряда отверстий. Над боковыми газоходами 28 параллельно им установлены дефлекторы 30 по форме поперечного сечения подобные боковым газоходам 28. При этом дефлекторы 30 и боковые газоходы 28 расположены в шахматном порядке таким образом, что промежутки между дефлекторами 30 находятся над щелевыми соплами 29.

В устройстве 9 охлаждения СВ предусмотрены, по меньшей мере, четыре вертикальные створки 31, установленные над эжектором, по его периметру для увеличения эффективности работы эжектора 11. В качестве компрессора 7 ПКС используют, по меньшей мере, один многоступенчатый поршневой компрессор (ПК).

Устройство сцепления 5 выполнено с возможностью передачи скорости вращения выходного вала 4 ГТД 1 в передаточном отношении равном отношению скорости вращения выходного вала 4 ГТД 1 к скорости вращения вала 6 ПК 7.

При равенстве скоростей вращения вала 4ГТД 1 и вала 6 ПК 7 устройство сцепления 5 выполнено с возможностью передавать скорость вращения выходного вала ГТД в отношении 1:1

Устройство сцепления 5 выполнено разъемным.

На трубопроводах 24, 25, 26 выхода сухого горячего СВ, СВ низкого давления и СВ высокого давления, установлены обратные клапаны соответственно 32, 33, 34.

Межступенчатые и конечные холодильники и влагоотделители компрессора 1 на фиг.1 не показаны.

Передвижная компрессорная станция работает следующим образом.

ГТД 1 приводит в действие компрессор 7 с помощью разъемного устройства сцепления 5, соединяющего выходной вал 4 ГТД 1 и вал 6 ПК 7.

Воздух из атмосферы через воздушный фильтр 12 поступает в компрессор 2 ГТД 1. Часть сжатого в компрессоре 2 ГТД 1 воздуха отбирается заборником 13 и подается по трубопроводу в теплообменник 21, далее в холодильник 10, регулятор 15 расхода и перепуска воздуха во влагоотделитель 8, в котором задерживается сконденсировавшаяся при охлаждении СВ влага. Охлажденный и очищенный от капельной влаги воздух подается на вход в распределитель 14 СВ, при переключении которого СВ подается через один из трех его выходов. Из первого выхода распределителя 14 СВ поступает в трубопровод 25 выхода СВ низкого давления (например, при продувке газопровода или на первом этапе его наполнения для опрессовки). Через второй выход распределителя 14 СВ поступает в ПК 7, который обеспечивает дальнейшее повышение давления в трубопроводе 26 выхода СВ высокого давления, который соединен с указанным выше газопроводом. Третий выход распределителя 14 направляет СВ в систему 16 осушки и нагрева СВ: в турбину турбохолодильника 17, на вращение которой он расходует свою внутреннюю энергию и при этом охлаждается до

температуры -30. ..-70°С, затем поступает во влагоотделитель 19, в котором влага осаждается в виде инея. Для обеспечения непрерывной работы станции может быть установлено два влагоотделителя 19 (на фигуре 1 для упрощения схемы показан один влагоотделитель 19), которые работают поочередно: в одном осаждается влага, второй продувается горячими газами от ГТД 1. Далее воздух сжимается и нагревается в нагнетателе 20 турбохолодильника 18, подогревается в теплообменнике 21 СВ, отбираемым заборником 13 СВ из-за компрессора 2 ГТД 1, а также в нагревателе 22 выходящими из ГТД 1 газами и подается через трубопровод 24 выхода сухого горячего СВ в отогреваемый и осушаемый газопровод. Обратные клапаны 32, 33 34, установленные на трубопроводах 24, 25, 26 предотвращают обратное поступление СВ в ПКС при остановке ГТД 1 и (или) компрессора 7. Выходы 24, 25, 26 могут быть объединены одним трубопроводом (на схеме не показан), соединенным с трубопроводом потребителя СВ.

Поступающие в выходное устройство 3 газы из ГТД 1 подаются по газовому каналу 23 в газоход 27 и в боковые газоходы 28. Выходя вверх со скоростью около 100 м/с через щелевые сопла 29 боковых газоходов 28 газы 35 увлекают (эжектируют) воздух 36 в промежутках между дефлекторами 30 и окружающий станцию воздух через открытые боковые створки кузова (на схеме не показаны) и холодильник 10. Работе эжектора 11 способствует естественное движение вверх горячих газов 35 и подогретого воздуха 36 в вертикальном канале 37, образованном установленными по периметру эжектора 11 створками 31. По окончании работы станции створки 31 закрывают. Эжектор 11 одновременно выполняет функции глушителя, охладителя и искрогасителя газов ГТД 1, а также вентилирует станцию.

В качестве регулятора 15 расхода и перепуска воздуха, используют идентичный по конструкции и применяемый в системах отбора СВ от ВСУ [5] и УБЭ, обеспечивающий устойчивую работу ГТД 1 на рабочем режиме,

поддерживая постоянными давление и расход отбираемого воздуха, что исключает срыв потока с рабочих лопаток и возникновение помпажа при уменьшении осевой скорости воздуха в проточной части компрессора 2 ГТД 1 из-за резкого падения количества отбираемого воздуха при переключении распределителя 14 СВ, случайном перекрытии трубопроводов 24, 25, остановке ПК 7. Помпаж приводит к нарушению нормальной работы газотурбинного двигателя, превышению допустимой температуры газа перед турбиной, перегреву, разрушению лопаток турбины и деталей камеры сгорания. В период запуска ГТД 1 и при уменьшении количества отбираемого за компрессором 2 ГТД 1 воздуха по вышеуказанным причинам регулятор 15 перепускает избыточное количество воздуха в атмосферу.

Наполнение газопровода производят в два этапа Увеличение производительности станции на первом этапе при небольшом давлении в трубопроводе 25 обеспечивается работой ГТД 1 без включения компрессора 7, при разъединенном устройстве сцепления 5.

На первом этапе через распределитель 14 СВ и трубопровод 25 подается максимальное количество охлажденного и очищенного от капельной влаги СВ из-за компрессора 2 ГТД 1, которое он отдает без отбора механической мощности с выходного вала и без превышения допустимой температуры газа в ГТД 1. На втором этапе при подъеме давления в трубопроводе 26, подключенному к наполняемому участку газопровода, примерно до давления равного половине давления СВ за компрессором ГТД 1 перед заборником 13, с помощью распределителя 14 переключают подачу СВ от ГТД 1 к ПК 7 и одновременно включают его соединением выходного вала 4 ГТД 1 и вала 6 ПК7 устройством сцепления 5, что обеспечивает дальнейшее повышение давления в наполняемом газопроводе. После сжатия в каждой ступени ПК 7 воздух охлаждается и очищается в межступенчатых холодильниках и водомаслоотделителях, которые на схеме не показаны.

Для обслуживания станции в зимних условиях кузов с учетом предельных габаритов транспортного средства позволяет сделать доступ персонала ко всем агрегатам при закрытых боковых створках. Пульт контроля и управления станцией размещают в месте, защищающем оператора от неблагоприятных погодных условий и воздействий от работающей станции. Выносной пульт размещается в кабине автошасси или отдельной кабине для дистанционного контроля и управления станцией.

Аэромобильный вариант станции выполняется в виде автономного модуля с конструкцией кузова из легких материалов и панелей, который может транспортироваться различными видами транспорта и устанавливаться на автомобильном шасси.

Заявляемая передвижная компрессорная станция имеет следующие преимущества:

1. Увеличение производительности при одновременном снижении массы и габаритов за счет применения ГТД, от которого можно отбирать значительно большее количество воздуха (сотни м ³/мин) чем обеспечивает винтовой компрессор в прототипе (67 м³/мин) при значительно меньшей массе и габаритах ГТД (около 1000 кг, 1×1×3 м), являющегося и приводом и источником СВ по сравнению с суммарной массой и общими габаритами приводного дизеля и винтового компрессора в прототипе (около 3000 кг, 1,2×1,5×3 м).

Увеличение производительности дополнительно на 20…30% отбором от ГТД большего количества воздуха, что возможно при его работе без отбора механической мощности на привод ПК при сохранении общего энергетического баланса ГТД отключением ПК устройством сцепления при подаче воздуха с давлением не превышающем половины давления за компрессором ГТД перед заборником СВ. Это применяют при выполнении

технологических операций продувки, осушки и на первом этапе наполнения газопровода для опрессовки.

2. Время наполнения газопровода СВ до давления опрессовки снижается примерно в три раза за счет увеличения производительности ПКС по сравнению с прототипом.

3. Расширение эксплуатационных возможностей ПКС за счет использования энергетического потенциала ГТД, измеряемого тысячами кВт в виде отбираемого от него СВ и выходящих из ГТД газов высокой температуры для выполнения работ по отогреву и осушке участков газопровода и входных коллекторов газоперекачивающих станций от конденсата в виде воды, инея и льда продувом сухого горячего воздуха небольшого давления от установленной на станцию системы осушки и нагрева подаваемого воздуха.

4. Использование кинетической энергии выбрасываемых в атмосферу газов ГТД для эжекции охлаждающего воздуха через холодильник СВ и вентиляции станции проще, дешевле и надежнее вентиляторов с гидравлической системой их привода на прототипе, не требует дополнительных энергозатрат для работы устройства охлаждения СВ.

5. Увеличение мобильности ПКС за счет выполнения ее в виде автономного модуля с конструкцией кузова из легких материалов и панелей, который может транспортироваться вертолетом в труднодоступное место.

6. Применение ГТД уменьшает в несколько раз время подготовки ПКС к работе, по сравнению с известными ПКС, что особенно важно в зимнее время и в условиях крайнего севера.

В таблице 1 приведены основные данные мобильной компрессорной установки LMF 67-150, принятой в качестве прототипа, а также основные расчетные данные заявляемой ПКС с приводом от ГТД типа турбовинтового

авиационного двигателя АИ-20, доработанного для отбора воздуха за его компрессором.

Таблица 1
Параметры, составные части	LMF 67-150	ПКС
Приводной двигатель	Дизельный двигатель	ГТД типа АИ-20
	Катерпиллер 3516 ТА
Продолжительная мощность на выходном валу, кВт	1200	1400
Компрессор	Винтовой + 2-х ступенчатый ПК	Один 3-х ступ. ПК
Давление нагнетания, кгс/см2
— без включения ПК	15	5
— с включением ПК	150	150
Производительность, м3/час (м3/мин):
— без включения ПК	4000 (67)	15480 (258)*
— с включением ПК	4000 (67)	11620 (194)
Потребляемая мощность, кВт	598-ВК	1400-ПК
	420-ПК	848 — отбор со СВ
Расход топлива, кг/час (л/час)	200 (250)	581 (726)
Относит, расход топлива, кгт/м3в	0,05	0,05. ..0,03*
Время продувки трубопровода диаметр. 1,5 м, длиной 30 км, час	13	3,5*
Время наполнения трубопровода до давления 7,5 МПа, час	975	329
Время подготовки к запуску и выхода на режим при температуре окружающего воздуха — минус 40°С, час	5	2
Температура запуска станции без подогрева, не ниже, °C	0	Минус 15
Масса станции /с автошасси, т	32/55	10/20
Длина /с автошасси, м	10,9/14,7	7/11

Примечания:

1. — на режиме максимальной производительности.

2. Относительный расход топлива — количество топлива, затраченного двигателем на сжатие в приводимом им компрессоре 1 м ³ атмосферного воздуха.

Список литературы

1. Станция передвижная компрессорная ПКС-16/101. Руководство по эксплуатации. ОАО «Уральский компрессорный завод». 2004 г.

2. Компрессорная установка LMF 47/20-250 D. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. 1999 г.

3. Компрессорная установка LMF 67-150. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. 2001 г.

4. А.М.Крюков. Конструкция и летная эксплуатация двигателя АИ-20М. Машиностроение. 1977 г.

5. А.М.Поляков и др. Авиационные газотурбинные вспомогательные силовые установки. Машиностроение. 1978.

6. Ю.Н.Нечаев. Р.М.Федоров. Теория авиационных газотурбинных двигателей. Том 1, 2. Машиностроение. 1978 г.

1. Передвижная компрессорная станция (ПКС), включающая, размещенные в кузове двигатель и приводимый им в действие компрессор, влагоотделитель, устройство охлаждения сжатого воздуха (СВ), содержащее холодильник и устройство его обдува охлаждающим воздухом, отличающаяся тем, что в качестве двигателя используют газотурбинный двигатель (ГТД), имеющий компрессор, выходное устройство и выходной вал, соединенный с валом компрессора передвижной компрессорной станции, а ПКС снабжена заборником СВ, установленным за компрессором ГТД, распределителем СВ, регулятором расхода и перепуска воздуха и системой осушки и нагрева СВ, содержащей последовательно соединенные трубопроводами турбину турбохолодильника, влагоотделитель, нагнетатель турбохолодильника, теплообменник, нагреватель, и трубопровод выхода сухого горячего СВ, при этом заборник СВ соединен трубопроводами через теплообменник, холодильник, регулятор расхода и перепуска воздуха, влагоотделитель с входом распределителя СВ, который имеет три выхода: первый выход соединен с трубопроводом выхода СВ низкого давления, второй выход соединен трубопроводом с входом компрессора, выход которого соединен с трубопроводом выхода СВ высокого давления, третий выход соединен трубопроводом с входом в турбину турбохолодильника системы осушки и нагрева СВ; устройство обдува холодильника охлаждающим воздухом выполнено в виде эжектора.

2. ПКС по п.1, отличающаяся тем, что устройство охлаждения сжатого воздуха размещено в верхней части кузова.

3. ПКС по п.1, отличающаяся тем, что эжектор, установлен над холодильником.

4. ПКС по п.1, отличающаяся тем, что эжектор имеет соединенный газовым каналом с выходным устройством ГТД горизонтально расположенный газоход, с отходящими от него в обе стороны боковыми газоходами.

5. ПКС по п.4, отличающаяся тем, что над боковыми газоходами в шахматном порядке с ними и параллельно им установлены дефлекторы.

6. ПКС по п.4, отличающаяся тем, что каждый боковой газоход в верхней части по всей длине имеет щелевое сопло.

7. ПКС по п.4, отличающаяся тем, что каждый боковой газоход в верхней части по всей длине имеет ряд отверстий.

8. ПКС по п.1, отличающаяся тем, что в качестве компрессора используют, по меньшей мере, один многоступенчатый поршневой компрессор (ПК).

9. ПКС по п.8, отличающаяся тем, что вал поршневого компрессора (ПК) соединен с выходным валом ГТД с помощью устройства сцепления.

10. ПКС по п.9, отличающаяся тем, что устройство сцепления выполнено с возможностью передачи скорости вращения выходного вала ГТД в передаточном отношении равном отношению скорости вращения выходного вала ГТД к скорости вращения вала ПК.

11. ПКС по п.9, отличающаяся тем, что устройство сцепления выполнено разъемным.

12. ПКС по п.9, отличающаяся тем, что устройство сцепления, выполнено с возможностью передачи скорости вращения выходного вала ГТД в передаточном отношении 1:1.

13. ПКС по п.1, отличающаяся тем, что в устройстве охлаждения СВ предусмотрены вертикальные створки, установленные над эжектором, по его периметру.

14. ПКС по п.1, отличающаяся тем, что нагреватель системы осушки и нагрева СВ установлен в газовом канале.

15. ПКС по п.1, отличающаяся тем, что вход компрессора ГТД соединен с атмосферой через воздушный фильтр.

16. ПКС по п.1, отличающаяся тем, что на трубопроводах выхода СВ низкого давления, СВ высокого давления, сухого горячего СВ установлены обратные клапаны.

Воздушные компрессоры | что следует учитывать при покупке воздушного компрессора

Запросить предложение

Свяжитесь с нами

Запросить обслуживание, запчасти или поддержку

Центр загрузок

Вам нужна помощь в покупке воздушного компрессора?

На этой странице описаны некоторые простые шаги, которые следует учитывать при покупке воздушного компрессора. Многие люди сразу же подумали бы о небольшом ручном устройстве, которое вы подключаете к шинам вашего автомобиля и к розетке на приборной панели, чтобы накачать шины примерно до 30 фунтов на квадратный дюйм.

Что такое сжатый воздух?

Воздушные компрессоры начинаются с этого размера и доходят до размера типичной комнаты в вашем доме. Недавние достижения в области компрессорных технологий позволили уменьшить размер этих очень больших машин, таких как безмасляные модели Ultima, но реальность такова, что существует огромное количество различных процессов, в которых используется сжатый воздух, от накачивания шин до питания целых заводских производственных линий.

Наша специальная страница что такое сжатый воздух ? air объясняет, почему многие отрасли промышленности зависят от сжатого воздуха для обеспечения своих процессов, и вы можете прочитать больше о различных применениях компрессоров, факт в том, что размеры компрессоров начинаются с очень маленьких моделей мощностью 2 кВт, и есть модели мощностью каждого кВт вплоть до 320 кВт и выше в некоторых случаях, так как каждая машина должна решать очень специфическую задачу — создавать правильный объем воздуха при правильном давлении.

Нажмите здесь, чтобы купить воздушный компрессор CompAir, выберите вкладку, чтобы просмотреть доступные типы:

• Масляные компрессоры
• Безмасляные компрессоры
• Очистка воздуха и аксессуары
• Портативные компрессоры

Компрессоры с масляной смазкой

Безмасляные компрессоры

Очистка воздуха и принадлежности

Переносные компрессоры

Требуемый расход и давление технологического воздуха должны быть правильно согласованы, и это одно из наиболее важных соображений, которые следует учитывать при покупке воздушного компрессора. На этой странице представлен обзор того, что следует учитывать, будь то модель мощностью 2 кВт или 250 кВт.

Для чего ты его используешь?

Выберите тип воздушного компрессора, соответствующий области применения, для которой вы его используете. Подробнее о различных применениях сжатого воздуха можно прочитать здесь .

Поршень или винт, безмасляный или с масляной смазкой, регулируемая скорость или нет, новейшая технология привода или проверенный принцип? Когда дело доходит до покупки воздушного компрессора или модернизации существующей компрессорной станции, вы можете выбрать множество вариантов. Безмасляные компрессоры, например, используются в пищевой упаковке, где воздух находится в непосредственном контакте с процессом, который он обслуживает, поэтому он должен быть абсолютно чистым.

 

Какой CFM (или какой расход воздуха) у меня есть?

Для питания типичного пневматического инструмента в заводской мастерской потребуется, скажем, 4-5 кубических футов в минуту, поэтому мощность компрессора должна правильно соответствовать этому приложению при правильном давлении, которое необходимо для работы пневматического инструмента, скажем, 5 или 8 бар изб. Воздушный поток от компрессора также изменяется в зависимости от необходимого давления, поэтому правильный размер очень важен. Давление многих типичных воздушных компрессоров составляет от 3 до 15 бар. Помимо этого, будет использоваться поршневой компрессор высокого давления, например, для заправки баллонов с воздухом для подводного плавания, где требуется давление до 250 бар (в 250 раз больше атмосферного давления).

Подготовьтесь: хорошее планирование

Перед покупкой воздушного компрессора необходимо установить ряд цифр и фактов для всей сети сжатого воздуха. К ним относятся потребность в сжатом воздухе (текущая и в обозримом будущем), требуемое качество сжатого воздуха и использование отработанного тепла компрессора для другого рабочего процесса, например, для обогрева завода. Если компрессор добавляется к существующей станции, вам также необходимо рассмотреть возможность интеграции в технологию управления.

Обычно рекомендуется измерять потребность в сжатом воздухе за определенный период времени, чтобы определить профиль потребности, для которого можно выбрать компрессор или компрессоры.

 

Аудит воздуха

Аудит сжатого воздуха — это эффективный способ определить текущее потребление энергии и оценить потребности в сжатом воздухе.

 

Как проверить мой сжатый воздух?

Воздушные аудиты могут быть как простыми, так и всеобъемлющими в зависимости от ваших потребностей. Блок регистрации данных подключается к каждому компрессору в вашей сети на фиксированный период времени. Затем результаты аудита можно использовать для анализа ваших требований к давлению воздуха, потребляемой мощности и скорости потока.

Затем наши инженеры могут предоставить рекомендации, которые помогут вам выбрать правильный размер и сочетание компрессоров с фиксированной и регулируемой скоростью. Аудит сжатого воздуха может также определить, нужно ли вам перейти на новую, более эффективную машину, выполнить дальнейшие улучшения сети или модернизацию трубопроводов, или ваш компрессор требует лучшего контроля. Затем мы можем посоветовать любые улучшения, которые вы можете внести в свою сеть, чтобы уменьшить утечки и сэкономить деньги.

Помимо проведения аудита вашей системы сжатого воздуха, вы также должны включать регулярные проверки на наличие утечек воздуха в свои процедуры технического обслуживания.

Простое обследование для обнаружения утечек может быстро выявить любые проблемы, а любые меры по исправлению ситуации, которые вы предпримете, могут иметь немедленный положительный эффект с быстрым периодом окупаемости.

Простая сеть воздушных компрессоров с компрессором (слева), баком, осушителем воздуха и системой управления конденсатом справа.

Измерение и устранение утечек

Всесторонняя оценка состояния трубопроводов и существующего оборудования также включает измерение энергопотребления и утечек. Это может привести к значительной экономии: даже в хорошо обслуживаемых сетях сжатого воздуха из-за утечек теряется от 10 до 20 процентов произведенного сжатого воздуха, а в некоторых случаях до 40 процентов. В среднем до 30% произведенного сжатого воздуха теряется из-за утечек.

Известно, что в некоторых случаях заводы используют отдельный компрессор только для компенсации утечек. Мы очень серьезно относимся к этому вопросу, чтобы поставлять энергоэффективные устойчивые продукты для использования минимального количества энергии.

Таблица потерь на утечку (см. ниже)

 

Снижение давления и рекуперация тепла

Точная проверка давления в системе также может сэкономить энергию: действительно ли необходимо 8 бар или достаточно 7 бар? Если бы это было так, то вы бы сэкономили от восьми до десяти процентов затрат на энергию, связанных со сжатым воздухом, без каких-либо инвестиций. Рекуперация тепла также может значительно повысить эффективность компрессорной станции, так как существует множество термических процессов, в которых можно использовать отработанное тепло. В случае компрессоров с впрыском масла 94 процента используемой энергии могут быть восстановлены в виде тепла.

Акцент на качество сжатого воздуха

В настоящее время уже невозможно решить, какую компрессорную технологию использовать для получения сжатого воздуха требуемого качества, не принимая во внимание новые разработки и открытия. Здесь важную роль играют как высокотехнологичные компрессоры последнего поколения для производства безмасляного сжатого воздуха, так и усовершенствованные традиционные поршневые компрессоры. Это особенно актуально для чувствительных производственных процессов, где по крайней мере часть потока сжатого воздуха должна соответствовать самым высоким требованиям качества, поскольку он используется, например, в качестве стерильного воздуха для вентиляции ферментеров в фармацевтической или пищевой промышленности, для наполнения и упаковочные линии или производство электроники и покрасочные цеха.

В этих случаях технологическая и рабочая среда от воздушного компрессора должна быть на 100 % безмасляной, что ставит вопрос о том, производить ли безмасляный воздух напрямую или путем фильтрации. Вопрос о том, использовать ли воздушный компрессор с масляной смазкой с оборудованием для подготовки воздуха для удаления загрязняющих веществ после сжатия или полностью безмасляный компрессор, в прошлом обсуждался в течение длительного времени. В то время как удаление масляных аэрозолей из сжатого воздуха является сложным процессом, сжатие в компрессоре с масляной смазкой на сегодняшний день является более эффективным. Однако во многих случаях при производстве продуктов питания и электроники требуется полностью 100% чистый воздух. Подробнее о различных классах чистоты сжатого воздуха здесь .

Компания CompAir также запустила новую линейку продуктов для обработки воздуха, разработанных и изготовленных полностью собственными силами в соответствии с теми же стандартами качества, производительности и эффективности, что и компрессоры мирового класса, поэтому мы поставляем весь пакет сжатого воздуха, то есть компрессор, трубопроводы и любое оборудование для обработки воздуха, которое может потребоваться после процесса сжатия для достижения надлежащего качества сжатого воздуха.

 

Беспристрастное планирование

Лучше всего подходить к планированию без предвзятых мнений, таких как «это должен быть винтовой компрессор/поршневой компрессор/компрессор с масляной смазкой» или «нам нужна машина мощностью 75 кВт». Лучше внимательно рассмотреть все варианты. Если вы консультируетесь со специалистами, они также не должны быть привязаны к одному конкретному типу компрессора. Точный анализ текущей ситуации и расчет текущей потребности в сжатом воздухе и уровня давления, а также ожидаемого в будущем, всегда должны использоваться в качестве основы для ваших решений.

Если компоненты системы, включая очистку воздуха, скоординированы друг с другом и определены расходы на техническое обслуживание, то эксплуатационные расходы с их высокой долей затрат на энергию можно рассчитать с большой точностью.

Модернизация окупается

Поскольку эксплуатационные расходы системы сжатого воздуха составляют около 80 % от стоимости жизненного цикла (как упоминалось в начале), даже инвестиции в передовые энергосберегающие компрессорные технологии приводят к меньшим затратам, чем текущая эксплуатация системы, которая не работает оптимально.

Это означает, что энергопотребление компрессорной станции является решающим фактором с точки зрения затрат. Более высокие первоначальные инвестиции могут привести к быстрой окупаемости инвестиций. Это можно продемонстрировать на цифрах: типичный компрессор мощностью 75 кВт, который работает 4000 часов в год при 70-процентной мощности и 20-процентной работе на холостом ходу, приводит к затратам на энергию в размере 18 400 евро в год. Эта сумма основана на цене на электроэнергию 8 центов/кВтч.

Воздушные компрессоры используются в различных отраслях промышленности для приведения в действие своих технологических процессов в самых разных областях. Подробнее о некоторых из них можно прочитать здесь.

На этой странице вы можете увидеть симулятор винтового компрессора в действии.

© 2022 Ингерсолл Рэнд

Городок Элизабет, Пенсильвания КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

A.

Городок Элизабет настоящим заявляет, что компрессорные станции природного газа определяются как условное использование в пределах районов промышленного зонирования. Использование должно соответствовать следующим стандартам: Если предлагаемое использование предоставляется в соответствии со статьей XIV настоящей главы с поправками, в дополнение к условиям, перечисленным ниже, Элизабет Тауншип обязуется устанавливать любые и все разумные гарантии или условия, необходимые для реализует цель этой статьи и рассматривает конкретные факты и обстоятельства каждой предлагаемой заявки на условное использование с точки зрения стандартов, перечисленных в статье XIV настоящей главы, как а также более конкретные критерии, изложенные в остальных пунктах здесь. Заявитель несет обязанность и бремя доказывания соответствия с особыми условиями, изложенными в настоящем документе и посредством настоящей статьи. Заявитель несет бремя убеждения, чтобы продемонстрировать, что предлагаемое условное использование не окажет пагубного воздействия на здоровье, безопасность и благополучие жителей поселка по отношению к любому дополнительные условия.

B.  

Разрешение на условное использование компрессорной станции природного газа быть действительным в течение одного года с даты утверждения. Если разработка не была начата в течение одного года после условного разрешение на использование, срок действия разрешения на условное использование истекает. Расширение может быть предоставлен Советом уполномоченных Элизабет Тауншип для дополнительный период времени, не превышающий максимум один год по письменному заявлению заявителя, поданному до истечения срока первоначального годового периода, при условии, что план соответствует всем действующим применимым положениям и требованиям.

C. 

Все аспекты предлагаемой компрессорной станции природного газа, включая, помимо прочего, проектирование, разработку и размещение, должны соответствовать Кодексу постановлений городка Элизабет, главы 10, 22 и 27.

D . 

Строительство компрессорной станции природного газа должно соответствовать Единый строительный кодекс Пенсильвании, 35 P. S. §§ 7210.101 к 7210.1103 с поправками, которые были приняты городскими властями в Постановлении. 795.

E. 

Право входа: Сотрудник по зонированию/Сотрудник по обеспечению соблюдения Кодекса или должным образом Уполномоченный городской чиновник может войти в помещение или строение во время обычные рабочие часы для проверки или обеспечения соблюдения положений этой статьи и разрешение на условное использование. Если помещение или сооружение не обслуживается, или, если есть разумные основания полагать, что условие существует на помещение, которое нарушает постановление, представляющее собой небезопасное состояние, доступ предоставляется в течение 24 часов с момента уведомления оператора/заявителя.

Ф. 

Движение тяжелых грузовиков на территорию будет ограничено часами. с 7:00 до 19:00, включая выходные.

G. 

В случае введения в действие новых правил в городе, штат Пенсильвания. Департамент охраны окружающей среды, США. Агентство по охране или любой другой административный орган, касающийся воздуха, вода или шум, оператор/заявитель должен соблюдать все новые положения, отказывается от любых прав, которые они могут считать унаследованными, и будет использовать все средства, необходимые для осуществления полного соблюдения всех новые правила.

H. 

Оператор/заявитель должен провести обучение в Элизабет Тауншип. Респонденты и ориентация на объекте до выдачи сертификата проживания, временное или постоянное. Обучение проводится исключительно расходы и расходы оператора/заявителя.

(1) 

В случае чрезвычайной ситуации, включая, помимо прочего: продукт потери (жидкие, газообразные или твердые) независимо от количества, оборудование неисправность, пожар или взрыв, инцидент, повлекший за собой травмы, смертельный исход, материальный ущерб или любой другой значительный инцидент, оператор/заявитель должен немедленно уведомить Allegheny County 911 Центр и копии отчеты должны быть предоставлены муниципалитету в течение 48 часов после такое происшествие. Заявитель должен предоставить предупреждение/идентификацию объекта знаки, размещенные у входа на территорию, которые должны включать следующее:

(a) 

Имя оператора/заявителя.

(b) 

Название подразделения или объекта.

(c) 

Адрес, присвоенный поселку.

(г) 

Телефон для связи в экстренных случаях.

(e) 

Опасные материалы на месте.

I. 

Оператор/заявитель должен встретиться с должностными лицами поселка путем объявленных публичных слушаний каждые три года для обсуждения сообщества воздействия.

J. 

В случае принятия нового законодательства на федеральном уровне, уровне штата или округа или местный уровень, который снижает текущие уровни защиты, оператор/заявитель должны продолжать соответствовать действующим применимым нормам и средствам защиты действующие на момент утверждения условного использования заявление.

K. 

Оператор/заявитель и/или его подрядчики в рамках условного использовать, предоставить городу свидетельство о страховании ответственности компании, лицензированной в Содружестве Пенсильвании, именующей Поселок в качестве дополнительного застрахованного и показывающего страхование ответственности страховое покрытие, покрывающее коммерческую ответственность, телесные повреждения и общую ответственность в размере не менее 5 000 000 долларов США на человека, 5 000 000 долларов США на человека происшествие и материальный ущерб в размере 5 000 000 долларов. Оператор/заявитель должен полностью защищать, защищать, возмещать ущерб и ограждать городок от вреда, его отделы, агенты, должностные лица, сотрудники или добровольцы из и против таких и всех претензий, связанных с любой и всеми активациями в Городок заявителем или его дочерними компаниями. Страховая компания назовите Городок как «держатель сертификата».

Будущее компрессорных станций

Next Story

из «World Pipelines North America 2021»

Обучение сварке с низким содержанием водорода для. .. следующее поколение компрессорных станций и решение проблем, связанных с затратами, выбросами и целостностью активов.

Сегодня каждая нефтегазовая компания сталкивается с необходимостью сокращения затрат, сокращения выбросов и обеспечения прибыльности в будущем, определяемом волатильностью рынка. Однако операторы трубопроводов сталкиваются с уникальным набором проблем.

Хотя падение спроса и связанное с этим падение производства, вызванное глобальной пандемией, временно ослабили давление на североамериканские компании по транспортировке и транспортировке, требующие построить новую транспортную инфраструктуру, ожидается, что в долгосрочной перспективе потребность в трубопроводах и компрессорных станциях останется высокой. Операторы теперь сталкиваются с вопросом, как они могут быстро и устойчиво подключить эти объекты к сети, не теряя при этом

Рис.

Рис. 2. Интегрированная компрессорная установка SGT-400. Пакет factorycomplete включает встроенные элементы управления, заводские испытания всей трансмиссии, работу с краном и вилочным погрузчиком, модульный корпус с открытым доступом.

время сокращения выбросов и поддержания целостности существующих активов.

В этой статье рассматривается, как некоторые из последних достижений в области вращающегося оборудования, рекуперации отработанного тепла и цифровых технологий могут быть использованы для достижения этих целей.

Проектирование компрессорных станций Выбор турбомашин для компрессорных станций представляет собой область, в которой у операторов трубопроводов существуют значительные возможности для снижения как выбросов, так и стоимости жизненного цикла.

Что касается философии проектирования, то одной из тенденций, которую мы наблюдаем в последние годы на трубопроводах большой мощности, является переход от нескольких линий с газотурбинными силовыми блоками мощностью менее 30 000 л.с. к меньшему количеству линий мощностью 50 000 л.с. диапазон. Более крупные энергоблоки, приводимые в действие современными газовыми турбинами, могут привести к более низкой стоимости единицы лошадиной силы, а также к снижению затрат на установку и приобретение земли. Для одного конкретного проекта трубопровода протяженностью 500 миль1 Siemens Energy сравнила капитальные затраты на следующие два варианта сжатия: ) 9x поезда ISO мощностью 30 000 л.с., установленные на четырех станциях.

) 5 поездов ISO мощностью 55 000 л.с., установленных на четырех станциях.

Используя анализ чистой приведенной стоимости (NPV), капитальные сбережения Варианта 2 оцениваются в 50 миллионов долларов США. Недавние проекты, в которых участвовала Siemens Energy, показали, что можно еще больше увеличить эту экономию, используя методы модульного строительства в сочетании с поставкой поездов из одних рук. Степень экономии капитальных затрат, достигаемая за счет модульного производства, в конечном итоге будет варьироваться от проекта к проекту. Однако в целом возможно сокращение расходов на проект на 25–30 % по сравнению со станцией, построенной из палочек.

Эксплуатационные расходы и расходы на техническое обслуживание при использовании Варианта 2 также оцениваются на 20% ниже. Эта экономия в основном объясняется тем, что операторы должны обслуживать меньше поездов и вспомогательного оборудования.

Еще одним преимуществом больших силовых блоков является более высокая эффективность работы в более широком диапазоне мощностей, что приводит к соответствующему снижению расхода топлива и выбросов. Например, в приведенном выше сравнении конфигурация 5 x 55 000 л.с. будет потреблять примерно на 4,3 млн фут3/сутки меньше топлива, чем 9х 30 000 л.с. вариант. При стоимости газа 5 долларов США/млн БТЕ это приведет к экономии 40 миллионов долларов США в течение срока службы трубопровода.

Когда дело доходит до фактического выбора газовой турбины, возникает еще одна тенденция – использование агрегатов, оснащенных современными системами сгорания с сухим низким уровнем выбросов (DLE).

За последнее десятилетие надежность и производительность систем сгорания DLE значительно улучшились. Многие DLE-установки, находящиеся в эксплуатации в настоящее время, демонстрируют уровни выбросов NOx, выражающиеся однозначными частями на миллион (ppm) при силовых нагрузках всего лишь 0 %. Промышленная газовая турбина Siemens Energy SGT-400 (15 000–20 000 л.с.) с усовершенствованным оборудованием для сжигания DLE, например, может поддерживать соответствие любым применимым североамериканским нормам при нагрузке до 20 %. То же самое относится и к более крупной модели промышленной газовой турбины SGT-750 (50 000–55 000 л.с.), которая может достигать 9ppm NOx до 20% нагрузки.

Топливная гибкость газовых турбин DLE также улучшилась в последние годы. Многие модели теперь могут легко переключаться между сжиганием природного газа и других видов жидкого топлива, в том числе со средней теплотворной способностью (MCV). Возможно также использование топлив с высоким содержанием водорода. Это важнейшая характеристика, поскольку во многих трубопроводных проектах планируется использовать совместное сжигание в ближайшие годы для сокращения выбросов.

Комбинируя эти инновации в области газовых турбин с технологиями сокращения или устранения летучих выбросов из компрессоров, такими как повторное сжатие или современные сухие газовые уплотнения (оба из которых могут применяться на старых месторождениях), углеродный след станций может быть существенно снижен.

Утилизация отработанного тепла на основе sCO2 Для установок с механическим приводом можно добиться еще большего сокращения выбросов и повышения эффективности за счет улавливания и использования отработанного тепла газовых турбин. Хотя некоторые компрессорные станции сегодня используют ту или иную форму рекуперации отработанного тепла, присущие традиционным паровым технологиям и технологиям органического цикла Ренкина (ORC) недостатки препятствуют их применению в более широком масштабе.

Одним из основных ограничений паровых циклов является требование обильного источника воды и ручного режима работы котла. Поскольку многие компрессорные станции расположены в удаленных местах без доступа к достаточному запасу пресной воды или там, где может произойти замерзание, эти системы могут быть трудно 9 обслуживать.0003

обосновать. В последние годы ORC стал более привлекательной альтернативой паровым циклам. Однако у него также есть недостатки, в том числе повышенная сложность системы, ограничения температуры выхлопных газов и экологические проблемы, связанные с использованием опасных химических веществ.

В этом году компания Siemens Energy сделала важный шаг в расширении возможностей утилизации отработанного тепла на компрессорных станциях, подписав соглашение с TC Energy Corporation в Канаде на установку безводной системы отработанного тепла на объекте в Альберте. Система была коммерциализирована Siemens Energy и Echogen Power Systems и использует сверхкритический диоксид углерода (sCO2) в качестве рабочей жидкости. sCO2 обеспечивает несколько преимуществ по сравнению с циклами ORC и паром, включая более эффективный профиль теплопередачи, меньшую занимаемую площадь, более низкие затраты на установку и возможность дистанционного управления.

Система на компрессорной станции в Альберте будет улавливать отработанное тепло газовой турбины и преобразовывать его в энергию без вредных выбросов. Система будет снабжать энергосистему достаточным количеством электроэнергии, чтобы снабжать электроэнергией примерно 10 000 канадских домов. Это компенсирует примерно 44 000 тонн парниковых газов в год, что эквивалентно снятию с дорог 9 000 автомобилей.

Цифровая трансформация Помимо использования последних достижений в области оборудования, операторы также должны будут принять цифровую трансформацию, если они хотят оставаться конкурентоспособными в ближайшие годы. Все больше компаний признают эту реальность; однако многие продолжают проявлять нежелание использовать свои данные из-за опасений по поводу кибербезопасности и сомнений в рентабельности инвестиций.

Несмотря на то, что при принятии решения о внедрении решения следует тщательно изучить обе области, операторам следует задуматься о потенциальных последствиях и рисках отказа от цифровизации.

Чтобы дать количественную оценку, давайте рассмотрим применение

.

Облачное решение SmartPumpingTM от Siemens Energy для жидкостного трубопровода протяженностью 800 миль с 18 насосными станциями, приводимыми в действие электродвигателями. При среднем тарифе на электроэнергию в 7,5 центов/кВтч годовой счет за коммунальные услуги по линии может достигать 30 миллионов долларов США.

Теперь рассмотрим огромный объем данных, генерируемых системами, управляющими клапанами, насосами и двигателями на станциях. Чтобы обеспечить некоторый контекст, один из крупнейших конвейеров в Северной Америке генерирует более 20 000 точек данных каждые пять секунд. Эти необработанные данные имеют огромную ценность, которая раскрывается путем их обработки и анализа в сравнении с графиками поставок различных продуктов заказчика, каждый из которых имеет свои собственные гидравлические характеристики.

Аналитика SmartPumping может учитывать требования к мощности этих гидравлических характеристик и предлагать параметры, помогающие операторам снизить электрические нагрузки в процессе, известном как оптимизация партии. Приложение также можно использовать для использования разницы в ценах на коммунальные услуги между насосными станциями, перенося часть мощности одной станции, которая зависит от относительно высоких тарифов на коммунальные услуги, вниз или вверх по течению, на другую насосную станцию, где плата за коммунальные услуги меньше.

В этом конкретном случае всего лишь снижение потребления электроэнергии на 1% на каждой из 18 насосных станций вдоль маршрута протяженностью 800 миль может означать экономию на счетах за коммунальные услуги в размере 7,5 миллионов долларов США за пять лет. В зависимости от источника выработки электроэнергии это также может привести к сокращению выбросов CO2 до 70 000 метрических тонн.

Также существуют значительные возможности для оптимизации технического обслуживания и повышения эффективности использования активов за счет цифровизации. Среди множества различных решений, доступных сегодня на рынке, программное обеспечение для управления эффективностью активов (APM) вызвало большой интерес, поскольку оно широко используется в отраслях, которые, по общему признанию, находятся далеко на кривой зрелости цифровой трансформации (например, бизнес-процессы). авиация, производство, химическая переработка и др.).

В прошлом году Siemens Energy запустила собственную платформу APM (APM4O&G), специально предназначенную для нефтегазовых объектов, включая компрессорные станции.

APM4O&G — это инструмент диагностики и поддержки принятия решений, который сочетает в себе проверенную на практике программную платформу Bentley Systems для управления активами (AssetWise) с опытом и ноу-хау Siemens Energy в области эксплуатации и обслуживания нефтегазового оборудования. Решение предоставляется как услуга (т. е. по подписке) и предназначено для того, чтобы помочь операторам гарантировать, что каждая единица оборудования на их объекте выполняет ожидаемую функцию в конкретном рабочем и бизнес-контексте.

Как обсуждали мой коллега Мэтью Граймс вместе со Стюартом Митчеллом из Proflex Technologies в сентябрьском выпуске журнала World Pipelines за 2021 год, цифровизация также позволяет быстрее и точнее обнаруживать самопроизвольные утечки при гораздо меньших затратах, чем такие методы, как оптоволоконное зондирование. . В статье г-н Граймс и г-н Митчелл представили обзор недавнего сотрудничества между нашими двумя компаниями, чтобы предложить обнаружение спонтанных утечек на основе IoT как услугу. Удаленный мониторинг на основе NPW и сложные алгоритмы обработки данных для обнаружения и локализации небольших утечек в трубопроводе за считанные секунды. После обнаружения утечки облачная система Интернета вещей Siemens Energy анализирует данные об утечке в режиме реального времени, уведомляя пользователей через мобильные устройства, ноутбуки, настольные компьютеры или систему SCADA. Место утечки в виде координат широты и долготы представлено на карте объекта трубопровода и оказалось точным до 20–50 футов.

Кибербезопасность Конечно, любой разговор о цифровизации активов трубопровода невозможен без обсуждения кибербезопасности.

Кибератаки теперь угрожают основным ценностным предложениям каждой нефтегазовой организации. К сожалению, взаимосвязанный и распределенный характер конвейеров делает их желанной мишенью для злоумышленников. Это особенно касается устаревших компрессорных и насосных станций, которые не были специально спроектированы с учетом возможности подключения.

В настоящее время основной проблемой при защите промежуточных сетей от потенциальных кибервторжений является видимость. Большинство операторов не имеют надлежащих инструментов или знаний в предметной области для выявления возможных слабых мест в своих архитектурах. В некоторых случаях вторжения, возможно, уже произошли, но остались незамеченными.

Как ни странно, ключом к решению этой проблемы является более цифровизация. Использование инструментов на основе искусственного интеллекта (ИИ), которые могут быстро обнаруживать, когда происходит атака, представляет собой, пожалуй, самую передовую меру защиты, доступную сегодня. Эти инструменты успешно применяются в других отраслях. Однако исторически сложилось так, что их было сложно масштабировать для сетей ИТ и ОТ, расположенных на удаленных территориях площадью в миллионы квадратных миль.

Компания Siemens Energy решила решить эту проблему, сотрудничая со SparkCognition для развертывания DeepArmor Industrial, новой системы киберзащиты, предназначенной для защиты конечных точек и удаленных активов OT по всей цепочке создания стоимости энергии.

DeepArmor представляет собой управляемую искусственным интеллектом систему, которая обеспечивает непрерывный мониторинг и возможность быстрого обнаружения кибератак, предоставляя антивирус нового поколения, обнаружение угроз, контроль приложений и предотвращение атак нулевого дня для ресурсов конечной передачи и распределения. Совместные усилия направлены на то, чтобы помочь нефтедобывающей и газовой промышленности в целом решить проблемы кибербезопасности, впервые предоставив операторам возможности мониторинга и защиты на уровне парка.

Сотрудничество со стратегическими партнерами Компании, занимающиеся переработкой и переработкой нефти, находятся под сильным давлением, требуя одновременного сокращения как затрат, так и выбросов. Иногда считается, что решение одной из этих проблем должно происходить за счет другой. Опыт компании Siemens Energy с крупномасштабными проектами сжатия по всему миру показал, что это не обязательно так.

Ключом к успеху является взаимодействие со стратегическими партнерами, которые имеют общие цели и могут помочь выбрать правильное сочетание технологий и стратегий для развертывания.