Міністерство освіти і науки України

Національний авіаційний університет

Кафедра авіаційних двигунів

ДИПЛОМНИЙ ПРОЕКТ

(Пояснювальна записка)

Випускника освітньо-кваліфікаційного рівня

«Спеціаліст»

Тема:

Проект ГТУ простого циклу потужністю 18 МВт на номінальному режимі для ГПА КС

Керівник: Орланов В.Й.



Національний авіаційний університет

Аерокосмічний інститут

Кафедра Авіаційних двигунів

Освітньо-кваліфікаційний рівень Спеціаліст

Спеціальність 7.090.522 ГТУ і КС

ЗАТВЕРДЖУЮ

Завідувач кафедри

д.т.н. Кулик М.С.

січень 2006 р.

ЗАВДАННЯ

на виконання дипломного проекту (роботи) студента

1. Тема проекту (роботи): Проект ГТУ простого циклу потужністю 18 МВт на номінальному режимі для ГПА КС затверджена наказом ректора від 04.ХІ.05.2541/СТ

2. Термін виконання проекту (роботи): 27.09.2005 - 15.02.2006 р._

3. Вихідні данні до проекту (роботи): Номінальна потужність ГТУ N_н=18МВт, температура газу перед турбіною Т_г=1343К, ступінь підвищення тиску в компресорі П_к^*=19,5, експлуатаційні умови : Т_н=288К, Р_н=102325Па

4. Зміст пояснювальної записки (перелік питань, що підлягають розробці):

Вступ, розрахунок лінійної частини магістрального газопроводу, основна частина, спеціальна частина ,експлуатаційна частина, охорона праці , охорона навколишнього середовища, висновки.

5. Перелік обов'язкового графічного матеріалу: технологічна схема КС, масло система ГТУ, конструктивно-силова схема ГТУ, продольний розріз ГТУ, загальний вид ГПА, комплекс мікроплазмового напилення, вибухова камера, робоча частина енергетичної установки.

Зміст

Вступ

1. Розрахунок лінійної частини магістрального газопроводу

1.1 Визначення пропускної здатності газопроводу

1.2 Визначення кількості та схеми роботи ГПА

2. Система автоматичного керування і регулювання

2.1 Паливна система

2.2 Пускова система

3. Експлуатаційна частина

3.1 Технічне обслуговування і ремонт ГПА

3.1.1 Класифікація видів ТО та ремонтів ГПА

3.1.2 Порядок виведення ГПА в ремонт

3.1.3 Технічне обслуговування та ремонт

3.2 Організація експлуатації КС

3.3 Заходи по забезпеченню безпеки експлуатації КС

4. Спеціальна частина

4.1 Вступ

4.2 Опис аналогів та методів відновлення покриття

4.3 Технологія нанесення імпульсно-плазмового покриття

4.4 Опис розробки технології нанесення нітрид них покриттів на лопатки ГТУ

4.5 Технологія для проведення ремонту лопаток турбін і компресорів газоперекачуючих агрегатів на основі імпульсно-плазмової установки в АК «Укртрансгаз»

5. Охорона праці

5.1 Небезпечні та шкідливі виробничі фактори виникаючі при експлуатації та ремонті проектованого ГПА

5.2 Організаційні, конструктивно-технологічні заходи по зменшенню рівня дії небезпечних та шкідливих виробничих факторів

5.3 Розрахунок освітлення

5.4 Розроблення системи пожежогасіння

5.5 Інструкція з охорони праці по ТБ при роботах, які виконуються в колодязях та ємкостях

6. Охорона навколишнього середовища

6.1 Аналіз екологічної небезпеки проектованого об'єкта

6.2 Забруднення атмосфери оксидами азоту в процесі перекачування природного газу

6.3 Оцінка економічних збитків від забруднення при ТО і Р

6.4 Розрахунок технологічних періодичних викидів із шлейфів на КС

Висновки

Список літератури



Вступ

Значення природного газу для економіки України важко переоцінити. Частка газу в структурі споживання первинних енергоносіїв приблизно в двічі перевищує середньоєвропейський та середньосвітовий показники. Газова промисловість України сьогодні - провідна галузь паливно-енергетичного комплексу, а газотранспортна система - її стрижень, який вирішує два найголовніших завдання: забезпечення природним газом промислових і комунально-побутових споживачів та населення України і транзит російського газу через свою територію до країн Європи.

Оператором газотранспортної системи є ДК "Укртранзгаз" - дочірня компанія національної акціонерної компанії "Нафтогаз України". Вона була створена на підставі постанови Кабінету Міністрів України від 24 липня 1998 р. № 1173 "Про розмежування функцій з видобування, транспортування, зберігання і реалізації природного газу" на базі газотранспортних підприємств та структурних підрозділів акціонерного товариства "Укргазпром" з передачею в користування розподільних газопроводів та споруд на них.

Газотранспортна система, одна з найбільших у світі, включає в себе 35,3 тис. км газопроводів, 78 компресорну станцію загальною потужністю 5,6 млн. кВт, 12 підземних сховищ газу, 1332 газорозподільні станції, мережу газовимірювальних станцій та ряд інших об'єктів. Пропускна спроможність системи на вході становить 290 млрд. м³ газу на рік, на виході - 170 млрд. м³ .Поряд з роботами що до реконструкції та підвищення технічного рівня діючої газотранспортної системи здійснюються також роботи щодо її розширення, хоча в умовах економічної кризи робити це стає все дедалі складніше. Протягом останніх восьми років було побудовано і введено в експлуатацію 4,8 тис. км магістральних газопроводів і відводів, 9 компресорних цехів загальною потужністю понад 400 МВт. Усі газовимірювальні станції на кордонах України були обладнані високоточними засобами виміру кількості газу.

В умовах дефіциту енергетичних ресурсів в Україні життєво важливою проблемою для всієї економіки є безперебійна поставка газу власного видобутку, об'єми, якого за останні роки становлять понад 18 млрд. куб. м. в рік. Потрібно також зменшити витрати дуже дорогого зараз газу на власні потреби та втрати його в аваріях, підвищити екологічну безпеку, що особливо важливо в умовах густо заселених територій України. Цього можна досягти, насамперед, за рахунок реконструкції і нового будівництва КС

Близько 20 парку газоперекачувальних агрегатів відпрацювали встановлений моторесурс або близькі то того, і подальша їхня експлуатація не забезпечує надійної та ефективної роботи.

Експлуатація такого багаточисельного та різноманітного парку, у тому числі в ряді випадків з низьким ККД, різним моторесурсом, чималим числом морально та фізично застарілих агрегатів, вимагає незалежного сервісного обслуговування, а також змушує вирішувати проблеми розробки та впровадження високоекономічних та більш екологічно чистих газоперекачувальних агрегатів.

У цій ситуації “Укртрансгаз” повинен вирішувати такі задачі:

1. Підтримувати існуючий парк ГПА в робочому стані, що потребує регулярного постачання необхідних матеріалів і запчастин.

2. Здійснити технічне переозброєння компресорних цехів з газотурбіннимприводом.

Отже, газотранспортна система "Укртрансгаз" надзвичайно ускладнилася, в ній відбувся кількісний і якісний стрибок з точки зору лавинного зростання проблем надійної і ефективної експлуатації газотранспортного устаткування.

Неординарна ситуація, що склалася, зажадала й неординарних рішень, нової філософії у підходах до вирішення проблем газотранспортної системи.

В даному дипломному проекті пропонується розвернути роботи із створення в АК «Укртрансгаз» власного ремонтного виробництва по відновленню експлуатаційних властивостей лопаток компресорів до турбін газоперекачуючих агрегатів на основі розробленої інноваційної технології. Суть пропонованої технології полягає в тому, що до провідника, закладеного в замкнутому просторі плазмотрона підводиться висококонцснтрована електрична енергія, що викликає випаровування матеріалу. Отримані пари чистого металу з високими температурою і тиском, вилітають через надзвукове сопло в реактор, заповнений технологічним газом, в якому знаходиться поверхня напилюваного об'єкту.

Така технологія дозволяє наносити эрозійностійкі покриття на вхідних і вихідних кромках пера лопаток компресорів, а також термобарьерне покриття на лопатки турбін, відновлювати геометрію лопаток.



1. Розрахунок лінійної частини магістрального газопроводу

Магістральний газопровід - це трубопровід, призначений для транспортування газу з району його видобування у район споживання. Вихідними даними при технологічному розрахунку газопроводу є:

- продуктивність газопроводу, Q - 100 млн. м³/добу;

- характеристика газу (вказати родовище) - Шебелинське;

- початкова температура газу, Т_п - 293 К;

- температура ґрунту на глибині закладання газопроводу, t_гр - 278 К;

- протяжність газопроводу, L - 120 км;

Технологічні розрахунки включають:

- визначення пропускної здатності газопроводу, (q_добу);

- вибір типу ГПА;

- визначення діаметра газопроводу, (d);

- визначення товщини стінки труб, (б);

- гідравлічний розрахунок.

Якщо виявиться, що протягом усього газопроводу між двох компресорних станцій (КС) і початком або кінцем газопроводу відсутні точки з перевищенням (пониженням) вертикальних відміток порівняно з відміткою першої по ходу КС або початком газопроводу не більш як на 100 м, розрахунок ведеться по формулах без урахування рельєфу місцевості. Інакше необхідно застосовувати формули, які враховують рельєф місцевості. Розрахунки ведемо згідно методики викладеної в [1].

1.1 Визначення пропускної здатності газопроводу

Під пропускною здатністю газопроводу розуміють кількість газу, яка перекачується протягом доби.

Продуктивність газопроводу - кількість газу, яка перекачується протягом року.

Основними параметрами КС є:

- кількість компримованого газу;

- тиск газу на прийманні та викиданні;

- температура газу на прийманні та викиданні;

- потужність ГПА;

- потужність КС.

Оціночна пропускна здатність базового газопроводу, млн. м³/добу, визначається по формулі:

,

де Q_год - задана продуктивність газопроводу, млн. м³/добу;

365 - кількість днів на рік;

К^о_в -оціночний коефіцієнт використання пропускної здатності газопроводу, визначається по формулі:

К^о_в = К_рз К_ет К^о_нд;

де К_рз - коефіцієнт розрахункової забезпеченості споживачів. приймаємо К_рз =0,95;

К_ет - коефіцієнт екстремальних температур.Приймаємо К_ет =0,98;

К^о_нд - оціночний коефіцієнт надійності газопроводу.

Значення коефіцієнта приймають в залежності від типу і потужності привода ГПА. Приймаємо К^о_нд =0,985.

К^о_в=0,95*0,98*0,985= 0,91

млн. м³/добу.



Оціночну пропускну здатність розподільних і маневрових магістральних газопроводів визначають для періоду максимальної подачі газу, млн. м³/добу:

де q_max - середня добова кількість газу, яка надходить у газопровід за період максимального закачування, q_max = 140 млн. м³/добу.

млн. м³/добу.

Оціночну пропускну здатність відводів, млн м^з/добу, визначають по формулі:

млн. м³/добу,

де q_maxгод - максимальне годинне споживання газу, q_maxго= 5,88 млн. м³/год.

1.2 Визначення кількості та схеми роботи ГПА

Кількість ГПА та їх потужність визначаються залежно від продуктивності й тиску компримованого на КС газу, а також виходячи з паспортних (заводських) даних номінальної потужності агрегату.

Проектом передбачається розробка газотурбінної установки потужністю 16 МВт.

У кожному конкретному випадку треба приймати самостійне рішення залежно від завантаження системи газопроводів, надійності застосованого типу ГПА, стабільності режимів роботи газопроводів. Не рекомендується приймати кількість агрегатів більше восьми і менше трьох.

Допускається скорочувати кількість резервних ГПА на одиницю в спарених компресорних цехах і подальших чергах багатониткових МГ.

Тому, виходячи з вищенаведених міркувань, залишається відпрацьована схема роботи і компоновка компресорного цеху: 4 агрегати, які працюють за паралельною схемою + 1 резервний. Технологічна схема компресорної станції та розташування агрегатів наведено на 1 кресленні.



2. Система автоматичного керування і регулювання

Для регулювання, керування, захисту та контролю за роботою газоперекачувальних агрегатів пропонується застосувати систему автоматичного керування [13].

САК виконує наступні функції:

а) Функції керування:

- перевірка пускової готовності, автоматичний пуск, нормальна та аварійна зупинка ГПА, автоматичне керування виконавчими механізмами та кранами;

- автоматичний захист по технологічним параметрам;

- керування виконавчими механізмами системи пожежогасіння по заданому алгоритму;

- термінова аварійна зупинка ГПА при відмові САК.

б) Функції регулювання:

- регулювання (стабілізація) частоти обертання ГТУ;

- обмеження граничних параметрів (частота обертання та температура продуктів згоряння) двигуна на статичних та змінних режимах;

- автоматичний перехід з регулювання параметра при виході його за межу на регулювання іншого параметра (наприклад, перехід з регулювання частоти обертання силового валу на граничне регулювання температури продуктів згорання і навпаки);

- виявлення та ліквідація помпажу компресорів ГТУ;

- протипомпажне регулювання та захист нагнітача.

в) Інформаційні функції:

- безперервний контроль технологічних параметрів, тимчасова подача по виклику оператора на екрані монітору значень вибраних параметрів з одночасним показом уставок;

- виклик за бажанням оператора контрольних параметрів на екран монітору в графічній формі або у вигляді трендів;

- показ на екрані монітору мнемосхеми агрегату з показанням значень вимірюваних параметрів та положень виконуючих механізмів;

- постійний показ на цифрових табло трьох основних технологічних

параметрів агрегату;

- автоматичне виявлення, відображення та включення звукової сигналізації при відхиленні технологічних параметрів від встановлених;

- запам'ятовування сигналів, які викликали аварійну зупинку, а також значень основних параметрів, положення виконавчих механізмів та кранів при спрацюванні захисту з можливістю ретроспективного аналізу стану агрегату за 60 сек. до початку аварії і на протязі 10 сек. після завершення аварійної зупинки;

- формування масивів поточної та ретроспективної інформації по вимірюваним параметрам, режимам роботи та відхиленням;

- автоматична передача в САК верхнього рівня значень основних технологічних параметрів та інші інформаційні повідомлення.

г) Функції контролю:

- централізований контроль вимірюваних параметрів та стан обладнання агрегату;

- автоматичний контроль виконання всіх команд управління, справності мереж аналогових та дискретних датчиків аварійного захисту, соленоїдів кранів, магнітних пускачів;

- автоматичний контроль працездатності основних модулів та блоків САК з відображенням на моніторі місця відмови.

САК призначена для автоматизованого керування газоперекачувальним агрегатом в складі:

- газотурбінна установка;

- відцентровий нагнітач;

- допоміжне обладнання.

Об'єм контрольно-вимірювальних приладів (КВП) та рівнів систем автоматизації обирається таким чином, щоб забезпечити безаварійну роботу установок та устаткування без постійної присутності виробничого персоналу.

САК забезпечує:

- підвищення експлуатаційних характеристик ГПА за рахунок сучасних структурних рішень САК та її конструктивного виконання;

- підвищення рівня автоматизації операцій контролю та керування ГПА за рахунок застосування сучасних мікропроцесорних контролерів та удосконалення програмного забезпечення;

- підвищення якості регулювання ГПА за рахунок застосування сучасних регуляторів та контролерів;

- скорочення кабельних зв'язків від датчиків та виконавчих механізмів за рахунок розміщення устаткування керування поблизу агрегату, а устаткування пред'явлення інформації в операторній, зв'язок між якими виконується по цифровій мережі зв'язку;

- створення робочого місця для оператора, який відповідав би сучасним підходам до побудови автоматизованого робочого місця.

Опишемо систему управління паливною системою та системою запуску.

2.1 Паливна система ГТУ

Паливна система ГТУ призначена для подачі паливного газу до камери згорання.

Паливний газ до турбоагрегату поступає із блоку підготовки паливного газу де проходить попередню очистку, осушення, та підігрів. Призначення кранової обв'язки паливної системи:

12р - ручний кран паливного газу на агрегат;

12 - пневматичний (автоматичний) кран паливного газу на агрегат;

9 - свічний кран;

СК - стопорний клапан;

РК - регулюючий клапан;

Принципова схема паливної системи

При підготовці до запуску агрегату вручну відкривається кран 12р. Далі по мірі проходження автоматичного пуску по команді САУ відкривається кран 12 і через 2 секунди закривається кран 9 (для продувки паливного колектору). Відкривається стопорний клапан. При виході агрегату на режим „Холостий хід” вступає в дію регулюючий клапан.

При проходженні сигналу „Аварійна зупинка” із САУ ГПА проходить різке закриття стопорного клапана та закриття крана 12, відкриття крана 9.

Склад і призначення

Система паливна по командах АСУ забезпечує:

- подачу паливного газу до запальника;

- дозування паливного газу, який підводиться на форсунки , на стаціонарних і перехідних режимах , в тому числі і при запуску двигуна

- нормальну і аварійну зупинку подачі паливного газу з колектора форсунок в свічу;

- система забезпечує вимірювання для передачі в АСУ величини тиску паливного газу перед і після регулюючого клапана;

- призупинку подачі паливного газу при несанкціонованому зникненні живлення або пониженні напруги на клапані нормальної зупинки стоп-крана.

Паливна система складається з блока паливного, клапанів 8,12,13, датчиків-релє різниці тисків10,11, трубопроводів і елементів кріплення.

Блок паливний конструктивно об'єднує стоп-кран 1, клапани регулюючі 6, 7, перетворювачі тиску 2, 3, 4, фільтр 14.

Робота системи

Пройшовши очистку і підігрів в системі об'єкта, паливний газ через фільтр 14 підводиться до стоп-крану 1.

По алгоритму включається агрегат запалювання, після чого подається наруга на електромагніт пускового газу .

Газ через дросельний пакет, який розташований в середині блока пускового газу, поступає до пускових блоків і запалюється.

Подається напруга на електромагнітні клапани нормальної зупинки 1.2 і відкриття стоп-крана 1.1. Стоп-кран відкривається.

Після відкриття стоп-крана по команді сигналізатора положення 1.5 напруга з електромагнітного клапана 1.1 знімається, а на електромагнітні клапани 1.2 переключається з 24В на 10...12В. Під цією напругою електромагніт залишається на протязі всієї роботи ГТУ .

Після відкриття стоп-крана проходить кидок тиску паливного газу в камеру спалювання , де він запалюється від пускових блоків Після чого агрегат запалювання і електромагнітний клапан пускового газу 1.4 стоп-крана відключається.

Подальше дозування газу під час пуску , вихід на холостий хід і режимну роботу ГТД виконує електронна система автоматичного управління за допомогою керування регулюючими ?? Amot ??6 ,7 . Замір тиску газу до і після клапанів ?? Аmot ?? контролюється перетворювачами тиску 2, 3 і 4. Якщо після першого кидка не пройшов запал газу в камері спалювання на протязі 5...8 с від моменту відкриття стоп-крану, поступає сигнал від датчиків-реле різниці тиску 10, 11 в САУ , де формується сигнал - на автоматичну зупинку.

Якщо при запуску температура газів за турбіною перевищує задану то електронна система видає сигнал на клапани регулюючі ?? Amot ??, які скорочують подачу газу до форсунок .

Після прогріву двигуна на холостому ходу , проводиться його вихід на режим . Вихід на режим виконується по програмі електронної САУ, шляхом дії САУ на клапани регулювання ??Amot” .

Подальше підвищення режиму проходить з пульта управління за рахунок зміни велечини відкриття клапанів регулюючих ??Amot?? шляхом дії на виконуючий механізм із електронної САУ . Система паливна передбачає нормальну і аварійну остановку ГТД шляхом нормального або аварійного закриття стоп-крана 1.

1- стоп-кран; 1.1 - клапан електромагнітний відкриття стоп-крана; 1.2 - клапан електромагнітний нормальної зупинки; 1.3- клапан електромагнітний аварійної зупинки; 1.4 - клапан електромагнітний пускового газу; 16 - сигналізатор положення стоп-крана; 2, 3, 4 - перетворювач тиску (об'єкту); 5 - ящик клемний; 6, 7 - клапан регулюючий; 8,12,13 - клапан; 9 - перетворювач тиску; 10,11 - датчик -реле різниць тиску; 14 - фільтр.

При нормальному закритті стоп-крана знімається напруга з електромагнітного клапана нормальної зупинки 1.2 .

При аварійному закритті - подається напруга на клапан електромагнітний аварійної зупинки 1.3 і знімається напруга з клапана 1.2 .

Після закриття стоп-крана напруга з електромагнітного клапана аварійної зупинки знімається по команді сигналізатора положення 1.5.

Агрегати паливної системи

Стоп-кран призначений для подачі паливного газу до робочих форсунок , а також для зупинки подачі газу при нормальній або аварійній зупинці і стравлювання газу в свічку після його відсічки.

Стоп-кран (СК) являє собою здвоєний плоский клапан, одна сторона якого виконує функції стоп-крана, а друга - дренажного клапана (ДжК) .

Для управління СК використовується тиск паливного газу .

В корпусі СК розміщені: сервопоршень 5 зі штоком, клапан 8, сідла стопа 7 і дренажа 9, блок управління сигналізаторів положення 2 .

В склад СК входить блок пускового газу .

Завдяки рівності площин поршня 5 і клапана 8 , в закритому положенні клапан статично урівноважений і прижатий до сідла стопа під дією пружини 6 , при цьому дренажний клапан відкритий . Газ, підведений на вхід стоп-крана , через жеклер 16 поступає до нормально відкритого електромагнітного клапану нормальної зупинки 14 і в порожнину А під поршень 5 , звідки зтравлюється в свічку через нормально відкритий сервоклапан 1 .

Для відкриття СК подається напруга 24 В на електромагнітний клапан відкриття СК 13 і нормальної зупинки 14 . Клапан 13 відкривається , клапан 14 закривається . Газ поступає в порожнину Б сервоклапана 1 , який пересилює зусилля пружини перекриває стравлювання газу із порожнини А , тиск в порожнині А виростає , поршень 5 , пересилює зусилля пружини 6 , відкриває СК і закриває ДжК .

Зі штоком сервопоршня з'єднаний сигналізатор положення СК 2 з кулачками . Кулачки управляють роботою двох мікровимикачів . Один із них видає сигнал в САУ при відкритому положенні СК , другий при закритому . В кінці відкриття СК спрацьовує мікровимикач і знімає напругу з електромагніта відкриття СК . Після цього клапан 1 залишається закритим , із-за підводу газу в порожнину сервоклапана з порожнини А через жиклер 17. Електромагнітний клапан 14 залишається під напругою 9 В .

Передбачено два режими закриття СК : нормальний і аварійний .

При нормальному закритті знімається напруга з електромагніта нормальної зупинки 14 . Газ із порожнини А стравлюється в свічку через сідло електромагнітного клапана 14. Проходить плавне пониження тиску в порожнині А, в результаті чого клапан 8 закривається за 0,5...1с.

Під час аварійної зупинки при подачі напруги на електромагніт аварійної зупинки 15, стравлюється газ із порожнини сервоклапана 1 , під дією пружини клапан відкривається . Проходить різкий скид тиску в порожнині А, стоп-кран закривається за час до 0,1 с .

Напруга на електромагніт 15 подається тільки при спрацюванні захистів по граничним обертам силової турбіни і перевищенню температури газів за ТВТ . При цьому одночасно знімається напруга з електромагніта нормальної зупинки 14 .

На зовнішньому кінці сигналізатора положення 2 присутня стрілка 3, яка вказує на граничне положення СК .

В любому випадку з закриттям СК відкривається ДжК , газ із агрегатів і колектора форсунок стравлюється на свічку .

Напруга з електромагніта аварійної зупинки знімається після закриття СК.

Перед відкриттям СК в період запуску подається напруга на електромагнітний клапан ( ЕКВ ) 11 , клапан відкривається , газ через дросель 12 поступає до пускових блоків для запалювання .

Фільтр 10 служить для очистки газу , який поступає до пускових блоків



1- сервоклапан; 2- сигналізатор положення СК; 3-стрілка; 4 - мікроперемикач; 5 - сервопоршень; 6-пружина; 7 - сідло стопа; 8 - клапан; 9-сідло дренажа; 10 - фільтр; 11-клапан пускового газу; 12-дросель; 13 - клапан відкриття стоп -крана; 14 - клапан нормальної зупинки; 15- клапан аварійної зупинки; 16,17-жиклер.

Клапан регулюючий призначений для виконання автоматичного пуску з виходом ГТД на холостий хід і дозування паливного газу на всіх режимах по командам системи управління .

Конструктивно клапан складається із двох основних частин : клапана і виконуючого механізму 6 .

Клапан включає в себе корпус 1 клапана , в середині якого встановлюється вузол втулки 3 на ущільнюючих кільцях з поворотним клапаном 2 золотникового типу .



1- корпус клапана; 2- клапан; 3- втулка; 4- підшипник; 5- стійка; 6- механізм виконавчий; 7- датчик зворотного зв'язку; 8- електродвигун

Вал клапана 2 обертається в опорних підшипниках 4 .

Корпус 1 клапана з'єднується з корпусом виконуючого механізму 6 і стійкою 5 .

Виконуючий механізм 6 служить для зміни прохідного перерізу в клапані 2 шляхом передачі обертаючого моменту від електродвигуна 8 на вал в опорних підшипниках 4 клапана 2 .

Виконуючий механізм складається із корпусу і кришки . В середині корпусу розміщені кроковий електродвигун 8 і датчик зворотного зв'язку 7. Електродвигун 8 працює по сигналах управління, які спрацьовують з сигналом зворотного зв'язку . Різниця між сигналами являється мірою неузгодження . По знаку і величині сигналу неузгодження визначається напрямок обертання вала клапана 2. Поворот клапана міняє прохідний перетин , корегування дозування паливного газу .

2.2 Система запуску

До системи запуску входять:

- електростартер;

- сигналізатор переключення кінцевих перемикачів стартера;

- система запалювання;

- пускові запалювачі;

- електромагнітний клапан пускового палива;

- агрегати САК, що забезпечують запуск.

Електростартер представляє собою потужний електродвигун, що здійснює розкручування ротора двигуна. При досягненні заданої частоти обертання ротора високого тиску стартер відключається. Потужність стартера забезпечує холодне прокручування і запуск двигуна.

Система запалювання забезпечує запалення паливо - повітряної суміші в двох пускових запалювачах за допомогою двох свічей запалювання, встановлених у запалювачі. Пусковий запалювач забезпечує запалення паливо - повітряної суміші в жаровій трубі камери згорання при запуску ГТУ. Тривалість роботи пускового запалювача при запуску ГТУ регламентується САК, що видає команду на припинення роботи запалювача по частоті обертання ротора високого тиску або за часом.

Запуск двигуна являє собою несталий режим роботи ГТУ, що характеризується процесом розкручування його ротора від нерухомого стану до виходу двигуна на режим холостого ходу. Запуск здійснюється комплексом пристроїв і систем, що складають пускову систему ГТУ. Система запуску забезпечує: автоматичний запуск, холодне прокручування і припинення запуску вручну або автоматично (при виявленні несправностей) із видачею повідомлення про причину припинення запуску пульт оператора.

Управляє процесом запуску система автоматичного керування двигуном. Запуск двигуна забезпечують наступні агрегати САК:

- регулятор електронний керування ГТУ;

- блок електроживлення;

- регулятор пнемо-механічний газоподібного палива.

Регулятор електронний керування ГТУ разом із блоком електроживлення на етапі запуску виконують наступні функції:

- забезпечують циклограму запуску і холодного прокручування двигуна;

- комутують силові ланцюги керування агрегатів системи запуску;

- формують закони подачі робочого газу на запуску й управляє по цих законах регулятором пнемо-механічним газоподібного палива;

- захищає ГТУ при перевищенні гранично-припустимої температури газів за турбіною на запуску;

- контролює справність електричних ланцюгів, виконавчих механізмів і датчиків, задіяних при запуску;

- формує і видає сигнал на припинення запуску ГТУ у випадку виявлення несправностей ГТУ;

- видає повідомлення про причину зупинки.

Регулятор пнемо-механічний газоподібного палива забезпечує при запуску дозування робочого газу по командах від регулятора електронного керування ГТУ.



3. Експлуатаційна частина

3.1 Технічне обслуговування і ремонт ГПА

3.1.1 Класифікація видів ТО та ремонтів ГПА

Система ТО і Р ГПА передбачає наступні види робіт [12]:

ТО - 1. - Щоденне ТО. Включає контроль системи вимірювання, сигналізації з використанням штатних індикаторів та засобів контролю.

ТО - 2. - Щотижневе ТО. Контроль нерівномірності температурного поля на вихлопі турбіни з побудовою діаграми, крім того роботи які входять в ТО - 1.

ТО - 3. - Щомісячне ТО, на працюючому агрегаті (приблизно, через 700 год. напрацювання). Проведення повного аналізу турбінної оливи, перевірка тиску в балонах СО₂ та системі пожежегасіння, крім того роботи які входять в ТО - 2.

ТО - 4. - Щоквартальне ТО, на працюючому агрегаті (приблизно, через 2000 год. напрацювання). Включає в себе роботи:

перевірка перепадів тиску оливи на фільтрах змащувальної оливи;

змащення муфти та гідравлічної оливи;

перевірка напору повітря за вентиляторами наддуву;

роботи які входять в ТО - 3.

ТО - 5. Піврічне ТО, на непрацюючому агрегаті (приблизно, через 4000 год. напрацювання). Включає в себе:

всі попередні ТО;

перевірка фільтрів паливного газу;

перевірка протипожежної системи;

продувка керамічного фільтру, для ущільнень та охолодження ГПА;

промивання радіаторів АПО оливи.

ТО - 6. Щорічне ТО, на зупиненому агрегаті (приблизно, через 8000 - 10000 год. напрацювання). Рахується ремонтом типу “А”. Включає в себе перевірку жарових труб та перехідних патрубків, та роботи всіх попередніх ТО.

СР - Середній ремонт. Виконується після напрацювання агрегатом 16000 год. та, крім того, включає в себе всі роботи передбачені всіма ТО. Він рахується ремонтом типу “В”. Включає в себе:

повне відкриття агрегату (ОК, Т, СТ), крім відцентрового нагнітача;

калібрування системи керування;

ревізія редуктора турбодетандера;

повна дефектоскопія (підшипники, шийки валів, жарові труби, робочі лопатки Т, СТ та ін.);

перевірка контакту зубчатих з'єднань в пром. валах, контроль системи оливопідведення на змащення напівмуфти;

перевірка та заміна фільтрів на змащувальній оливі, змащенні муфти та гідравлічній оливі;

чистка основного баку оливи, та всіх баків дегазації, повна заміна оливи;

Перевірка зазорів по проточній частині, в підшипниках та лабіринтних ущільненнях;

Замір потужності на валу СТ до ремонту та після ремонту.

КР - Капітальний ремонт. Виконується після напрацювання агрегатом 30000 год. Або за фактичним станом агрегату, якій відображається в акті комісії яка робила обстеження агрегату. Він рахується ремонтом типу “С” і включає в себе роботи:

всі робити попередніх ТО та середнього ремонту, плюс повне відкриття відцентрового нагнітача.

3.1.2 Порядок виведення ГПА в ремонт

Основними факторами для виводу ГПА в КР за фактичним станом слід рахувати різке збільшення відмов складових частин ГПА та неможливість їх відновлення шляхом ТО.

Планування ремонтів повинно бути узгоджено с планом транспортування газу.

Річний план - графік ТО і Р є основним документом, який визначає об'єми робіт і є підставою для визначення потреби в запасних частинах, матеріалах, робочій силі та грошових коштах.

Роботи, які проводяться при ТО - 3 та ТО - 6, реєструються в експлуатаційних формулярах ГПА, а роботи за ТО - 1 та ТО - 2 виконуються в порядку поточної експлуатації.

Пошкодження та відмови ГПА, виявлені при всіх видах ТО, а також виявлені змінним персоналом при експлуатації фіксуються в “Журналі дефектів основного та допоміжного обладнання”.

Плановий СР та КР проводиться силами спеціалізованих ремонтних організацій (зокрема силами “Укргазенергосервіс”). Вивід ГПА в ремонт проводить комісія під керівництвом начальника цеху.

Перед виводом в ремонт експлуатуюча організація (замовник) повинна виконати наступне:

Скласти та передати ремонтній організації попередню ремонтну відомість.

За три тижні дати факсограму у відділ КС про відрядження представників “Техдіагаз”, для заміру потужності на валу СТ.

.За два тижні дати в факсограму в УМГ з проханням про вивід в ремонт ГПА (форма - 1).

Разом з ремонтною організацією провести вимірювання параметрів і обстеження ГПА на одному режимі під навантаженням для отримання данних, необхідних для аналізу роботи та технічного стану окремих елементів устаткування (з записом в ремонтні формуляри).

Надати ремонтній організації технічну документацію на ГПА, спеціальні прилади, інструменти та пристрої, які постачаються разом з ГПА і є необхідними для проведення ремонту.

Призначити представників відповідних служб, контролюючих хід і якість ремонту.

Після розкриття ГПА та дефектоскопії, складається остаточна дефектна відомість.

Ремонтною організацією складається та погоджується з Замовником перелік устаткування, яке підлягають відправці на ремонт, або заміні на нові.

Оцінка якості ремонту ГПА проводиться на підставі ремонтних формулярів, техніко - економічних показників роботи ГПА під навантаженням до та після ремонту.

3.1.3 Технічне обслуговування та ремонт

Підтримання обладнання КС у дієздатному стані здійснюється за допомогою системи технічного обслуговування і ремонту.

Система технічного обслуговування та ремонту повинна передбачати:

-- періодичне технічне обслуговування під час роботи під навантаженням;

-- технічне обслуговування після призначеного числа годин роботи під навантаженням;

-- технічне обслуговування та (або) поточний ремонт після призначеного числа годин роботи на зупиненому обладнанні;

технічне обслуговування обладнання і систем, що знаходяться у резерві;

планово-попереджувальні (середні капітальні) ремонти;

аварійно-відновлювальні ремонти.

Періодичність і обсяги технічного обслуговування та ремонту визначаються підрозділом, виходячи з технічного стану обладнання, наявності та функціонування системи діагностування технічного стану обладнання (комплексні обстеження ГПА до ремонту і після ремонту та в процесі експлуатації), або вимог експлуатаційної та ремонтної документації підприємств-виготовлювачів обладнання.

Ремонт допоміжних механізмів безпосередньо зв'язаних з основними агрегатами, повинен проводитися водночас з ремонтом останніх.

До виводу обладнання і споруд у капітальний або середній ремонт повинні бути:

-- складені відомості обсягу робіт та кошторис, що уточнюється після відкриття і огляду обладнання;

-- проведені комплексні (теплотехнічні, вібраційні, екологічні)випробування ГПА (перед капітальним ремонтом) або експрес-випробування обладнання - для отримання даних, необхідних для аналізу технічного стану;

-- складений графік ремонту та проект організації ремонтних робіт;

підготовлена необхідна ремонтна документація, складена і затверджена документація на роботи з модернізації і реконструкції обладнання, які намічені до виконання в період ремонту;

підготовлені необхідні матеріали, запасні частини, вузли і відповідно документація;

-- укомплектовані, приведені у справний стан і , при необхідності випробувані інструмент, пристрої та підйомно-транспортні механізми;

-- укомплектований і проінструктований ремонтний персонал. Підвищення надійності транспортування газу і скорочення часу

аварійно-відновлювального ремонту обладнання КС повинні забезпечуватися створенням і підтриманням незнижуваних запасів матеріалів та запасних частин.

3.2 Організація експлуатації КС

Виробничі об'єкти, обладнання і комунікації КС експлуатуються службами (дільницями) [8]:

газокомпресорною - основне технологічне обладнання, системи та споруди компресорного цеху;

енерговодопостачання - електротехнічне обладнання і прилади КС,системи тепло- і водопостачання, сантехнічної вентиляції, промислової каналізації;

--контрольно-вимірювальних приладів і автоматизації - засоби автоматизації основного та допоміжного обладнання КС.

Виробничі задачі експлуатаційних служб, права і обов'язки їх керівників визначаються відповідними положеннями експлуатаційних служб, затвердженими газотранспортним підприємством (УМГ тощо).

Основними завданнями персоналу, який здійснює експлуатацію та ремонт обладнання, систем і споруд КС, є:

забезпечення безперебійного технологічного процесу очищення, компримування і охолодження газу;

забезпечення надійності, безпеки, ефективності і економічності обладнання та систем КС;

-- забезпечення справного стану виробничих будівель, споруд,території;

-- дотримання заданого режиму компримування газу;

захист навколишнього середовища і людей від небезпечних і шкідливих виробничих факторів.

Експлуатаційні служби у процесі експлуатації повинні здійснювати заходи щодо забезпечення утримання охоронних зон КС, всмоктуючих та нагнітальних шлейфів, об'єктів, будинків та споруд згідно з вимогами нормативних документів у галузі будівництва, що діють на території України та "Правил охорони магістральних трубопроводів".

Обладнання, установки та системи компресорного цеху (далі КЦ) повинні експлуатуватися відповідно до виробничих інструкцій, що складені на основі інструкцій з експлуатації заводів-виготовлювачів обладнання,

"Правил технічної експлуатації електроустановок споживачів", "Правил безпеки при експлуатації магістральних газопроводів" та інших нормативних документів.

Обв'язки персоналу КЦ під час експлуатації визначаються затвердженими посадовими і робочими інструкціями та виробничими інструкціями з охорони праці по професіях та видах робіт.

Всі операції, пов'язані з пуском або зупинкою агрегату, повинні проводитися автоматично. Пуск агрегату після ремонту проводиться згідно з затвердженими положеннями про порядок здачі в ремонт і приймання з ремонту ГПА. Пуск ГПА оснащених агрегатною системою автоматичного управління (САУ), у процесі експлуатації повинен здійснюватися автоматично.

Під час обслуговування ГПА оперативний персонал зобов'язаний підтримувати заданий режим роботи, здійснювати контроль і періодичну реєстрацію параметрів, аналізувати причину їхньої зміни і відхилення від нормальних величин, приймати міри щодо попередження небезпечних режимів, зокрема:

не допускати підвищення тиску газу після нагнітача вищедозволеної величини шляхом регулювання частот обертання роторів, зміною працюючих ГПА та їхньої роботи (захист повинен спрацьовувати при підвищенні тиску на 0,15 МПа вище дозволеного);

не допускати температуру газу на виході КЦ гранично допустимої шляхом регулювання режиму працюючих установок охолоджування, зміною режиму роботи ГПА;

контролювати об'ємний розхід газу через відцентрові нагнітачі і не допускати можливість роботи в зонах із пониженими об'ємними витратами (зона передпомпажних режимів), а також в зонах із високими об'ємними витратами (зонах небезпечних режимів за умов динамічної стійкості) шляхом регулювання кількості обертів роторів, зміною схеми роботи ГПА, перепусканням газу. Не. допускати роботу газотурбінних ГПА без системи протипомпажного захисту та регулювання.

--підтримувати робочу температуру продуктів згорання газотурбінних установок, не допускаючи під час зміни навантаження (або зовнішніх умов) перевищення встановлених величин;

-- не припускати перевищення потужності на муфті ГПА вищедопустимої для даного типу агрегату;

-- не допускати роботу ГПА при частотах обертанняроторів заборонених інструкцією з експлуатації заводів-виготовлювачів;

попереджувати можливість обмеження всмоктувального трактуГПА своєчасним включенням регулюванням та контролем роботи системи,що попереджує льодоутворення;-

контролювати протягом часу роботи ГПА розрідження на вході компресора, вчасно замінювати змінні фільтруючі елементи, не допускати неекономічну роботу ГПА з підвищеними втратами тиску осьового компресора. Своєчасно проводити очистку його проточної частини.

контролювати параметри технологічного газу з метю аналізу і попередження умов гідратоутворення технологічних комунікаціях, з метою недопущення роботи з гідравлічними опорами, що перевищують допустимі.

контролювати перепади тиску і їх зміну в часі на установках очищення, охолодження газу, на захисних решітках та інших елементах технологічних комунікацій для попередження роботи з гідравлічними опорами, що перевищують допустимі. Допускається знімати захисні решітки на всмоктувані відцентрового нагнітача з дозволу газотранспортного підприємства згідно поданням підрозділу (ЛВУ МГ, ВУ ПЗГ тощо), але не раніше, ніж через 1 рік з початку експлуатації КС (КЦ);

-- забезпечувати ефективну роботу установок очищення газу з метою відвернення ерозійного зносу і забруднення елементів нагнітача шляхом включення необхідної кількості апаратів, періодичним їхнім дренажем та очищенням;

-- контролювати рівень масла в маслобаках і виконувати їх вчасну дозаправку, як правило, в денну зміну;

-- контролювати тиск, температуру в системах змащування,регулювання і ущільнення; забезпечувати температурний режим масла і підшипників у межах, встановлених інструкцією з експлуатації заводів-виготовлювачів ГПА; визначити значення і зміну перепадів тиску в масляних фільтрах і виконувати вчасну їхню очистку; перевіряти дієздатність системи ущільнення нагнітача;

контролювати рівень вібрації та його зміни;

контролювати комплектність та дієздатність засобів пожежогасіння;

контролювати рівень загазованості;

контролювати параметри системи електрозабезпечення КС;

контролювати готовність аварійного джерела енергопостачання;

контролювати роботу систем теплозабезпечення і вентиляції КС; Компресорний цех повинен бути аварійне зупиненим з відключенням

від газопроводу і скиданням газу із технологічних комунікацій у випадках:

-- пожежі у приміщенні цеху, укритті, блочному пункті редукування газу власних потреб, установках очищення і охолодження газу, кранових вузлів, вузлів підключення та комунікаціях КС;

розривах газопроводів високого тиску або аварійних викидах газу;

стихійного лиха, що створює загрозу обладнанню і життю людей(повінь, землетрус тощо).

У цих випадках змінний інженер самостійно приймає рішення щодо зупинки ГПА або КЦ з наступною доповіддю керівництву та диспечеру підрозділу (філії).

Автоматична і аварійна зупинка ГПА оперативним персоналом повинні здійснюватися відповідно з вимогами технічної документації заводів -- виготовлювачів ГПА і виробничих інструкцій.

-- не дозволяється в процесі експлуатації відключати автоматичний захист або змінювати їхні уставки. У необхідних випадках, пов'язаних з тимчасовим відключенням деяких захистів (наприклад для обслуговування приладів), повинен бути забезпечений постійний контроль параметру, по якому відключений захист агрегату в цілому і прийняті необхідні заходи щодо дублювання даного параметру або шляхом непрямого вимірювання. Після проведення ремонтних робіт захист повинен бути відновленим і випробуваним з обов'язковим оформленням в журналі проведення робіт.

Після ремонту агрегат, який пройшов налагодження і перевірку усіх систем, повинен експлуатуватися із закритими і опломбованими щитами управління.

Усі планові зупинки і пов'язані з ними пуски резервних ГПА повинні, як правило, використовуватись оперативним персоналом в деякий час. Усі планові і режимні зупинки повинні виконуватись у нормативному режимі.

Вимушені зупинки ГПА повинні виконуватись оперативним персоналом у нормативному або аварійному режимі залежно від причин, характеру і передбачуваних наслідків пошкодження або відмови.

У випадку вимушеної або аварійної зупинки ГПА, необхідно з'ясувати причину і, до її усунення, не запускати даний агрегат.

Знаходження ГПА в стані "резерв" або "гарячий резерв" встановлюється диспечерською службою підприємства.

На агрегаті в стані гарячий резерв" повинні бути виконані усі передпускові умови, що забезпечують його негайний автоматичний запуск від кнопки "пуск" або за сигналом автоматизованої системи управління технологічним процесом (САУ ТП).

На агрегаті в стані "резерв" повинно проводитися технічне обслуговування. Порядок його проведення повинен забезпечувати при необхідності, пуск ГПА не пізніше ніж через 2 години після надходження команди.

Компресорний цех у плановому порядку 1 раз на рік повинен бути зупинений (у літній час) на термін до 48 годин для виконання ремонтно-профілактичних робіт із підготовки обладнання до осінньо-зимової експлуатації.

Перед плановою зупинкою компресорного цеху необхідно скласти і затвердити план робіт із призначенням керівників і виконавців; укомплектувати планові роботи необхідними матеріалами, інструментами та механізмами.

В процесі експлуатації повинні підлягати випробуванню на

спрацьовування (включення) і (або) функціонування наступне обладнання із системи КЦ:

резервні і аварійні джерела електрозабезпечення - не рідше 1 раз на місяць;

резервна котельня, газові повітронагрівачі та інші засоби індивідуального нагріву - щомісяця в зимовий період;

системи водяного, пінного газового і порошкового пожежогасіння -в терміни, визначені інструкціями з їх експлуатації але не рідше ніж 1 раз на квартал;

система аварійного відключення КС та автоматичний захист цеху -при плановій зупинці;

автоматичний захист цеху від пониження тиску паливного газу - 1 раз на місяць;

сигналізація загазованості і аварійного включення вентиляції - 1 раз на місяць;

3.3 Заходи по забезпеченню безпеки експлуатації

Стандарт підприємства “Правила технічної експлуатації магістральних газопроводів” розроблений на основі та в розвиток НАОП 1.1.23 - 1. - 88.

Ці правила розповсюджуються на магістральні газопроводи, що підвідомчі ДК “Укртрансгаз”, є обов'язковими для всіх підприємств, установ та організацій. Під час виконання робіт поряд з цими Правилами слід користуватися також державними і галузевими нормативними актами з охорони праці, стандартами, нормами та інструкціями заводів - виготовлювачів обладнання.

Ці Правила встановлюють основні технічні та організаційні норми і вимоги до експлуатації МГ, організації виконання робіт персоналом об'єктів МГ та ведення технічної документації при експлуатації і реконструкції (ремонті) таких об'єктів.

Обладнання, установки та системи компресорного цеху (КЦ) повинні експлуатуватися відповідно до виробничих інструкцій, що складені на основі інструкцій з експлуатації заводів - виготовлювачів обладнання, “Правил технічної експлуатації магістральних газопроводів” та інших нормативних документів.

Обов'язки персоналу КЦ під час експлуатації визначаються затвердженими посадовими і робочими інструкціями та виробничими інструкціями з охорони праці по професіях та видах робіт



4. Спеціальна частина. Розробка технології нанесення захисного покриття на лопатки ГТУ

4.1 Вступ

В даній частині дипломного проекту розроблено технологічний комплекс на основі імпульсно-плазмових процесів у розрядній квазіізохорній камері з викидом плазмового струменя в атмосферу та отримання зносостійкого покриття NiТ.

Попадання піску та інших твердих частинок в проточну частину компресора призводить до газоабразивного зносу лопаток, що спричиняє зменшення коефіцієнта корисної дії компресора в цілому. Тому захист компресорних лопаток ГТУ від газоабразивного зносу відноситься до актуальних задач технологічного забезпечення якості процесу експлуатації газотурбінної техніки.

Розробка нових конкурентоспроможних ресурсозберігаючих технологічних процесів є актуальною задачею для газотурбінного двигунобудування. Однією з таких задач, що потребує уваги, являється зношення торців лопаток компресора газотурбінної установки (ГТУ) у процесі експлуатації. Збільшення зазору між ущільненням і лопаткою призводить до зниження ККД ГТУ підвищення питомої витрати палива. В умовах ремонтного підприємства відбувається значне відбракування лопаток компресорів, що збільшує вартість ремонту.

Враховуючи вище викладене, була поставлена задача - розробити відновлювальну технологію з ремонту зношених лопаток з покриттям, яке збільшує зносостійкість, що призведе до більш тривалої працеспроможності такої лопатки ГТУ.

В основу розробки покладені результати досліджень проведених в [17,18,19], пов'язані з методом отримання металевих плазмових струменів шляхом вибуху фольги або проволоки у спеціальному реакторі з подальшим виносом продуктів на торець лопатки ГТУ.

Метод електричного вибуху проволок (фольги) [20], є цікавим з точки зору технології отримання порошків на основі даного металу із заданою дисперсністю при даній продуктивності.

Важливим фактором при отриманні порошків є електрична енергія, що вводиться в речовину.

В залежності від щільності енергії, стан продуктів вибуху може змінюватися від рідкого до плазмового, і відповідним чином буде змінюватися механізм утворення частинок, їх розмір та властивості Однорідність розподілу щільності енергії по зразку, який нагрівають, в значній мірі визначає морфологію порошку, розподілення його за розмірами.

Для отримання та транспортування дисперсного плазмового струму на мішень в роботі [18] застосовано спосіб введення енергії у квазіізохорну діелектричну камеру з боковим соплом, що дозволяє підвищити тиск у камері до значних величин по висхідній гілці , з одночасним процесом витікання плазми через сопло.

При виведенні струменя плазми в заповнений повітряний простір має місце хімічна реакція з киснем та азотом, що впливає на кінцевий склад продуктів викиду в залежності від вибору початкового складу фольги або проволоки.

4.2 Опис аналогів та методів відновлення покриття

Для захисту лопаток компресорів від газоабразивного зносу в даний час застосовують, переважно, технологічні установки типу "Булат" та МАП-1, які працюють за принципом вакуумно-плазмового нанесення плівок ТіN на поверхню лопатки [23,24].

Відомі розробки НПО "Вакууммашприбор" (Росія) по розробці серії плазмо-дугових джерел для нанесення покриттів [25].

Інертно-плазмове напилення (ІПН) - Призначення. ІПН використовується для високоякісного нанесення будь-яких порошкових матеріалів на поверхню виробів. Процес здійснюється залежно від вимог до покриттів у відкритій камері або в камері з контрольованим середовищем і тиском.

Новизна. Оригінальна конструкція плазмотрона дозволяє отримати достатньо високій потужності плазмовий струмінь з аргону при відносно низькому значенні струму дуги (до 300 А). Можна застосовувати суміші газів на основі аргону з додаванням азоту, водню, гелію. Створюються наповнені профілі температури і швидкості плазми. Рівномірний нагрів і прискорення напилюваного матеріалу. Виключається небажаний ефект хімічної взаємодії матеріалу з активними складовими плазми. Забезпечуються висока якість покриттів і стабільність процесу напилення. Значний ресурс роботи плазмотрона - сотні годин.