Эксплуатация газотурбинного привода компрессорных станций

Рис. 2.7. Принципиальная схема системы топливного и пускового газа:

ТГ - топливный газ; ПГ - пусковой газ; ВЗК - воздухозаборная камера; ТД - турбодетандер; ОК - осевой компрессор; КС - камера сгорания; ТВД - турбина высокого давления; ТНД - турбина низкого давления; Н - нагнетатель; РЕГ - регенератор

Рассмотрим типовой алгоритм автоматического запуска стационарного ГПА с полнонапорным нагнетателем. При пуске ГПА можно выделить три этапа. На первом этапе раскрутка ротора осевого компрессора и турбины высокого давления происходит только благодаря работе пускового устройства, а сам алгоритм протекает следующим образом. После нажатия кнопки "Пуск" включается пусковой насос масло-смазки и насос масло-уплотнения. Открывается кран № 4 и при открытом кране № 5 осуществляется продувка контура нагнетателя, в течение 15-20 с. После закрытия крана № 5 и роста давления в нагнетателе до перепада 0,1 МПа на кране № 1 производятся открытие крана № 1, закрытие № 4 и открытие агрегатного крана № 3. При этом произошло заполнение контура нагнетателя, и такой пуск называется пуском ГПА с заполненным контуром.

Далее включается валоповоротное устройство, вводится в зацепление шестерня турбодетандера, открываются гидравлический клапан № 13 и стопорный клапан системы регулирования ГПА. Затем открывают кран № 11 и закрывается № 10 и отключается валоповоротное устройство. Агрегат начинает вращаться от турбодетандера.

Первый этап раскрутки заканчивается открытием крана № 12 и закрытием крана № 9.

На втором этапе раскрутка ротора турбокомпрессора производится совместно турбодетандером и турбиной. При достижении оборотов турбокомпрессора, достаточных для зажигания смеси ~ 4001000 об/мин, включается система зажигания и открывается кран № 15, подающий газ на запальное устройства камеры сгорания. О нормальном зажигании сигнализирует датчик-фотореле; через 2-3 с открывается кран № 14 и начинает осуществляться подача газа на дежурную горелку. Примерно через 1-3 мин после набора температуры ~ 150-200 °С заканчивается "первый" этап прогрева, открывается регулирующий клапан на величину 1,5-2 мм и начинается второй этап прогрева, который продолжается ~ 10 мин. Затем происходит постепенное увеличение оборотов турбины высокого давления за счет открытия газорегулирующего клапана. При достижении оборотов ~ 4045 % от номинала турбина выходит на режим самоходности; закрываются краны № 13 и 11, открывается кран № 10. При выходе из зацепления муфты турбодетандера заканчивается второй этап раскрутки ротора.

Рис. 2.8. Алгоритм пуска агрегата ГТК-10 по времени:

I - включение ПМН, МНУ; открытие крана № 4; закрытие крана № 5; открытие крана № 1 и 2; закрытие крана № 4;

II - включение муфты турбодетандера, открытие крана № 13, включение ВПУ, открытие стопорного крана и крана № 11; включение турбодетандера, отключение ВПУ, срабатывание РДВ, открытие крана № 12, включение запала (зажигание);

III - прогрев агрегата на дежурной горелке 2-3 мин; IV - открытие РК, прогрев 1 мин;

V - отключение турбодетандера закрытием крана № 13, вывод из зацепления муфты турбодетандера, закрытие крана № 11.

Дальнейшее открытие РК с интервалом 1 мин для ступенчатого прогрева ГТУ

На третьем этапе происходит дальнейший разгон ротора турбокомпрессора путем постепенного увеличения подачи газа в камеру сгорания. При этом закрываются антипомпажные клапаны осевого компрессора, турбоагрегат переходит работать с пусковых насосов на основные, приводимые во вращение уже от роторов агрегата. При увеличении частоты вращения до величины, равной частоте вращения других нагнетателей цеха, открывается кран № 2 и закрывается агрегатный кран № 6, включается табло "Агрегат в работе". Алгоритм пуска агрегата ГТК-10-4 во времени схематично показан на Рис. 2.8.

Пуск агрегата запрещается:

- при неисправности любой, хотя бы одной защиты на ГПА;

- при не до конца собранных деталях и трубопроводов агрегата;

- при повышенном перепаде масла на фильтрах, неудовлетворительном качестве масла, наличии утечек масла смазки и масла уплотнения;

- при неустранении дефектов, обнаруженных на ГПА, до вывода в ремонт;

- при вынужденной и аварийной остановках до устранения причины, вызвавшей остановку;

- при неисправности системы пожаротушения и контроля загазованности, а также при обнаружении промасленных участков газоходов и воздуховодов.

2.6 Обслуживание агрегата и систем КС в процессе работы

Обслуживание ГПА в процессе пуска, остановки и работы осуществляет оперативный дежурный персонал, которым руководит сменный инженер (диспетчер). Процесс эксплуатации ГПА не существует самостоятельно. Эксплуатация компрессорного цеха осуществляется как единый технологический комплекс, взаимосвязанный с линейной частью газопровода и работой соседних КС. Поэтому количество работающих ГПА и режим их работы определяется центральной диспетчерской службой (ЦДС) предприятия. В соответствии с ее заданием оперативный персонал обязан обеспечивать оптимальный режим перекачки газа через компрессорную станцию.

Контроль за состоянием основного и вспомогательного оборудования сводится к периодической регистрации эксплуатационных параметров, анализу причин их изменения и отклонения от нормальных величин и предупреждению аварийных режимов работы. Любые отклонения параметров работы от установленных инструкциями по эксплуатации ГПА должны немедленно выясняться и устраняться. При невозможности определить причину нарушения агрегат должен быть остановлен, а вместо него пущен другой, находящийся в резерве.

Регистрация эксплуатационных параметров ГПА осуществляется регулярно с периодичностью 1-2 ч с записью этих параметров в суточных ведомостях компьютера. Эти показатели фиксируются при обходе и осмотре оборудования с главных и местных щитов управления, а также с отдельных приборов или мест, обозначенных инструкциями заводов-изготовителей.

Условно, контроль за состоянием ГПА в процессе работы можно разделить на 3 составляющих:

- обеспечение технологического режима КС;

- обслуживание ГПА;

- контроль за состоянием вспомогательного оборудования и систем.

Технологический режим КС в соответствии с плановым заданием ЦДС необходимо обеспечивать минимальным количеством работающих ГПА при их максимальной загрузке. Для поддержания требуемого давления и расхода компремируемого газа центробежные нагнетатели на КС включают по различным схемам соединения: последовательная или параллельная в зависимости от типа нагнетателя (полнонапорный или неполнонапорный).

Последовательная работа двух, трех центробежных нагнетателей используется для поддержания требуемого давления газа на участке газопровода КС. Параллельная работа ГПА обеспечивает повышение производительности КС при сохранении требуемого давления газа в газопроводе. При работе ГПА, а также при пуске дополнительных ГПА или изменении схемы их работы необходимо следить за тем, чтобы давление газа после нагнетателя не превышало проектно-разрешенного, что достигается путем регулирования частоты вращения роторов. В процессе эксплуатации необходимо контролировать объемные расходы газа через центробежные нагнетатели и предупреждать возможность работы их в зонах с пониженным объемным расходом и повышенной степенью сжатия, т.е. в зоне помпажа (см. 3.20).

Для обеспечения технологического режима очень важно контролировать параметры технологического газа в процессе его движения как по газопроводу, так и при прохождении его в трубных обвязках и оборудовании КС. К этим параметрам относятся давление или перепад давлений и температура технологического газа. Контроль этот необходимо вести с целью предупреждения условий возникновения дополнительных гидравлических потерь и гидратообразования. Контроль сводится к замеру перепада давления и его изменению во времени на участках газопроводов, установках очистки и охлаждения газа и на защитных решетках ГПА. Для уменьшения перепада давлений необходимо производить периодическую продувку установок очистки газа, очистку поршнем газопровода, своевременную заливку метанола, поддерживать температуру газа путем включения необходимого числа аппаратов охлаждения и не допускать ее чрезмерного превышения или снижения при изменениях температуры окружающей среды.

Наибольший объем работ при эксплуатации КС приходится на обслуживание ГПА. Обслуживание ГПА в основном сводится к контролю за соблюдением параметров в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей. Среди основных контрольных параметров необходимо выделить следующие:

- поддержание рабочих температур продуктов сгорания по тракту ГТУ, не допуская превышения установленных величин. Замер производится термопарами, установленными перед турбиной высокого давления (ТВД) или за силовой турбиной (СТ);

- не допускать превышения мощности ГПА выше допустимой и особенно при отрицательных температурах наружного воздуха;

- обеспечивать работу ГПА только в зонах разрешенных частот вращения роторов;

- контроль за давлением, температурой и качеством масла в смазочных системах, регулирования и уплотнения. Обеспечение температурного режима работы подшипников, перепада давления в масляных фильтрах, контроль за состоянием осевых сдвигов роторов;

- определение величины и изменения удельного расхода масла в маслосистеме, контроль за уровнем масла в маслобаках и своевременная их дозаправка. Контроль за перепадом масло-газ и отсутствием загазованности в маслобаке;

- контроль величины уровня вибрации ГПА и трубных обвязок в пределах агрегата, который производится штатной системой виброзащиты и переносными приборами.

Кроме контроля за состоянием ГПА по приборам, сменный персонал обязан производить осмотр работающих ГПА. Целью осмотра является проверка нормальной работы оборудования на предмет выявления:

- отсутствия утечек масла, газа и воды;

- разгермитизации воздуховодов, газоходов и корпусных деталей;

- шумов и металлических звуков, не характерных для нормальной работы ГПА;

- состояния крепления турбины и нагнетателя;

- состояния теплоизоляции, попадания протечек масла на горячие поверхности, отсутствие мест дымления;

- положения шлангов на узлах управления кранами как по низкой, так и по высокой стороне давлений.

При эксплуатации основного газоперекачивающего оборудования важно обеспечить контроль за состоянием и нормальную работу вспомогательного оборудования. Подходы к организации эксплуатации вспомогательного оборудования такие же, как и основного. Вспомогательное оборудование КС включает в себя следующие общецеховые системы и механизмы:

- систему очистки газа;

- аппараты воздушного охлаждения масла и газа;

- систему пожаротушения КС;

- системы энергоснабжения как основную, так и аварийную;

- системы топливного, пускового и импульсного газа;

- системы вентиляции, кондиционирования и отопления;

- грузоподъемные механизмы;

- систему сжатого воздуха;

- систему промышленной канализации;

- комплекс систем контроля и автоматики, который состоит из системы централизованного контроля и управления ГПА, системы управления цеховыми кранами, системы управления цеховыми объектами и вспомогательным оборудованием, системы защиты цеха от загазованности, системы аварийной остановки станции.

Все это вспомогательное оборудование взаимосвязано с работой основного газоперекачивающего оборудования, и все сбои в его работе сказываются на организации эксплуатации основного оборудования и на режиме транспорта газа.

По всему этому оборудованию и системам должны быть составлены инструкции по эксплуатации и за основу их составления берутся инструкции по эксплуатации ГПА заводов-изготовителей. Инструкции должны четко отражать взаимодействие всех систем в обеспечении единого технологического процесса транспорта газа. Многие вспомогательные системы и оборудование, применяемые на КС, находятся в инспекциях Госгортехнадзора, Котлонадзора и Энергонадзора. Эксплуатация этого оборудования должна осуществляться в соответствии с правилами, утвержденными этими органами.

В отличие от основного оборудования некоторые системы и вспомогательное оборудование можно привести в рабочее состояние только при аварии, например систему пожаротушения, при отключении энергоснабжения от одного ввода, автоматическое включение другого. При эксплуатации этих систем, кроме осмотра и контроля за их состоянием, необходимо производить их периодическое испытание или переосвидетельствование. Например, аварийные источники электроснабжения должны раз в месяц испытываться без нагрузки и раз в 3 месяца под нагрузкой, близкой к номинальной. Система аварийного отключения КС испытывается путем ее имитации раз в полгода и раз в год при плановой остановке КС. Периодичность испытаний и их порядок осуществляется в соответствии с инструкциями по эксплуатации этих систем.

В процессе эксплуатации ГПА и вспомогательного оборудования могут возникнуть ситуации, связанные:

- с аварийной остановкой ГПА или аварией на вспомогательных системах;

- с пожаром на ГПА или другом оборудовании;

- с разрывом технологических газопроводов высокого давления как на трассе, так и в пределах КС;

- со стихийными бедствиями, создающими угрозу оборудованию и жизни людей.

Действия сменного персонала при возникновении подобных ситуаций изложены в специальных инструкциях; знание и применение их должно отрабатываться при проведении противопожарных и противоаварийных тренировок.

2.7 Подготовка циклового воздуха для ГТУ

Перед подачей атмосферного воздуха на вход осевого компрессора ГТУ его необходимо очистить от естественной или промышленной пыли. Эта очистка необходима для предохранения проточных частей компрессора, турбины и всего газовоздушного тракта от механического износа (эрозии) и образования отложений. Некоторые виды промышленной пыли могут вызвать и коррозию проточной части. Эрозия приводит к снижению ресурса лопаток осевого компрессора, а отложения к ухудшению характеристик (КПД, мощности) компрессора и ГТУ в целом.

Для обеспечения очистки воздуха при работе ГТУ их оборудуют: комплексными воздухоочистительными устройствами - КВОУ (иногда в эксплуатации их называют ВОУ - воздухоочистительное устройство); КУВ - комплексным устройством воздухоочистительной или воздухозаборной камерой - ВЗК.

К устройствам воздухозабора предъявляются следующие требования:

- обеспечить очистку воздуха в соответствии с ГОСТ 21199-82;

- обеспечить подачу необходимого количества воздуха без снижения параметров ГТУ, то есть с минимальными потерями на всасе;

- осуществлять защиту от попадания на всас ГТУ атмосферных осадков в виде дождя и снега;

- конструкция воздухозаборной камеры не должна быть источником возникновения шума;

- обеспечить защиту в виде байпасного клапана для предотвращения поломки осевого компрессора в случае увеличения разряжения на всасе в экстремальных ситуациях: при обмерзании фильтров или их засорении.

Для газоперекачивающих агрегатов применяются различные типы фильтров, устанавливаемых в воздухозаборные устройства. Первые КУВ стационарных ГТУ были оборудованы сетчатыми самоочищающимися фильтрами типа КДМ-2400 (Рис. 2.9). Принцип их работы сводился к тому, что фильтрующая сетка 1, надетая на рамку ведущего и ведомого вала, приводилась в круговое движение с помощью электродвигателя 2 посредством цепного привода 3. При движении сетка омывалась в масляной ванне 4, что обеспечивало смывание пыли и смачивание поверхности сетки маслом для лучшей очистки при прохождении через нее воздуха. Смачивание сетки проводилось индустриальным или веретенным маслом.

Рис. 2.9. Фильтр самоочищающийся сетчатый, типа КД:

1 - сетчатое полотно; 2 - электродвигатель; 3 - цепной привод; 4 - масляная ванна

Однако эти фильтры не нашли применения из-за сложности при эксплуатации в условиях отрицательных температур, в местах с повышенной запыленностью воздуха, а также из-за недоработки конструкции привода.

На смену этим сеткам пришла многослойная пористая ткань, которая надевалась на рамку вместо сетки. Однако применение ткани вместо сетки также оказалось неудачным из-за необходимости частой ее замены вследствие высокой степени очистки воздуха, что приводило к быстрому росту перепада давления на фильтре и, как следствие, росту разряжения на всасе.

Широкое распространение в эксплуатации на КС получили комплексные воздухоочистительные устройства (КВОУ - Рис. 2.10), оборудованные жалюзийными и циклонными инерционными фильтр-элементами (Рис. 2.11). Жалюзийно-инерционными фильтрами (Рис. 2.11a) оборудованы практически все авиаприводные агрегаты. В этих устройствах воздух подается на вход фильтра через прямоугольные отверстия 1. Частицы пыли за счет инерции попадают в камеру 3, откуда отсасываются вентиляторами. Сам цикловой воздух очищается путем изменения направления движения. На агрегатах ГТК-25И применяется двухступенчатая система очистки воздуха, состоящая из инерционно-жалюзийного фильтра первой ступени и фильтр-элемента кассетного типа на второй ступени (Рис. 2.12).

Рис. 2.10. Схема комплексного воздухоочистительного устройства:

(а) - вид сбоку; (б) - вид сверху (разрез); 1 - козырек; 2 - коллектор противообледенительной системы; 3 - инерционные жалюзийные фильтры; 4 - кассетные фильтр-элементы; 5 - байпасный клапан; 6 - воздуховод к компрессору; 7 - вентиляторы отсоса пыли

Рис. 2.11. Жалюзийный (а) и циклонный (б) инерционные элементы:

1 - вход воздуха; 2 - выход воздуха; 3 - отсос загрязненного воздуха; 4 - конус отвода очищенного воздуха; 5 - завихритель; 6 - корпус; 7 - выход пыли

В новых конструкциях КУВ в основном наметилось два направления:

КУВ, где в качестве первой ступени устанавливаются фильтры с элементами циклонного инерционного типа, а в качестве второй ступени - фильтры, изготовленные из специальной ткани. Именно этими фильтрами оснащаются ГПА нового поколения типа "Урал- 12М".

Рис. 2.12. Двухступенчатая система очистки воздуха ГТУ:

1 - фильтры инерционные жалюзийные; 2 - фильтр-элемент кассетный;

3 - вентилятор отсоса пыли; 4 - коллектор загрязненного воздуха

На агрегатах "Солар" и ГТК-25ИМ последних разработок вновь стали применяться самоочищающиеся фильтры. Однако их конструкция и работа принципиально отличаются от ранее используемых самоочищающихся сетчатых фильтров. Эти фильтры по конструкции аналогичны бумажным масляным фильтрам, только несколько большие по размерам, на которых применяется специальная бумага, сохраняющая свои свойства в процессе работы.

Последние (самоочищающиеся фильтры), видимо, получат широкое внедрение из-за большой степени очистки, простоте эксплуатации и стабильности своих параметров в процессе работы.

При эксплуатации ГПА на фильтрах КУВ необходимо обеспечивать:

- определенный интервал перепада давления, который составляет 10-60 мм вод.ст. и обеспечивается за счет своевременной и эффективной очистки фильтрующих устройств;

- не допускать работу ГПА с открытым байпасным клапаном и следить за его настройкой и исправным состоянием.

Увеличение разрежения на всасе ведет к увеличению потребляемой мощности () и снижению КПД () ГПА, изменение которых показано на примере двигателя ДТ-71П (Рис. 2.13).

Кроме главного своего назначения очистки воздуха, КУВ должен еще обеспечивать глушение шума, возникающее от работы осевого компрессора. Блок шумоглушения должен снижать уровень звукового давления на территории компрессорной станции до 80 дБ на частоте 1 кГц в соответствии с нормами СН 1004-74.

Воздухозаборное устройство оборудуется еще системой подогрева всасывающего циклового воздуха, а также системой антиобледенения, конструкция и назначение которых будет рассмотрено далее.

Рис. 2.13. Зависимость изменения относительной мощности () и КПД () двигателя от изменения сопротивления воздухоприёмного устройства ()

2.8 Очистка осевого компрессора в процессе эксплуатации

Как отмечалось выше, воздухозаборная камера ГТУ не может обеспечить полностью очистку циклового воздуха, и это приводит к тому, что на лопатках осевого компрессора образуются отложения. Эти отложения ухудшают характеристики компрессора: уменьшается давление за осевом компрессором, увеличивается потребляемая мощность, падает КПД, граница помпажа компрессора смещается в сторону его рабочей зоны.

Процесс загрязнения не характеризуется линейной зависимостью от времени и при определенной наработке, в интервале 2-3 тыс. ч, наблюдается стабилизация характеристик осевого компрессора. Отложения на лопатках осевого компрессора вдоль его оси постепенно уменьшаются, то есть последние ступени компрессора загрязняются меньше. Отложения загрязнений больше наблюдаются на выпуклой стороне лопатки. Повышение влажности воздуха на всасе также способствует увеличению образования отложений на лопатках.

Загрязнение проточной части осевого компрессора может привести к уменьшению расхода воздуха до 6% и КПД осевого компрессора на 2-3%, что вызывает снижение полезной мощности ГТУ до 10% и КПД до 2-5%.

Загрязнение лопаточного аппарата в процессе работы ГТУ эксплуатационный персонал определяет по снижению давления за компрессором, что вызывает необходимость для поддержания мощности повышать температуру перед ТВД, а при невозможности поднять температуру снижать обороты ТВД и ТНД.

Для поддержания параметров ГПА в соответствие с ТУ необходимо периодически проводить очистку проточной части осевого компрессора.

Периодичность очистки зависит от многих факторов, основными среди них являются:

- степень загрязнения и запыленности окружающей среды, где эксплуатируется агрегат;

- эффективность очистки воздуха в ВЗК;

- индивидуальные особенности ГПА (диаметр осевого компрессора, углы атаки осевого компрессора, частота вращения);

- качество работы масляных уплотнений переднего подшипника;

- наличие неплотностей в воздухозаборной камере и в том числе работа ГТУ с открытым байпасным клапаном.

Наилучшие результаты очистки достигаются при разборке проточной части ГПА и промывке каждой лопатки. Однако такой способ очистки является дорогостоящим и применяется только при проведение ППР ГТУ. На практике применяется очистка осевого компрессора на режиме "прокрутки" от пусковой турбины. Эффективная очистка - это регулярная очистка осевого компрессора через каждые 300-400 ч в летнее время и около 1000 ч - в зимнее.

В эксплуатации применяют в основном два способа очистки компрессоров:

- очистка с помощью твердых очистителей;

- промывка с помощью жидких моющих средств.

В качестве твердых очистителей применяются органические материалы: молотая скорлупа орехов с диаметром частиц 0,8-1,7 мм или обычный рис. В качестве моющих средств используются специальные растворы "Синвал", "M1", "M2", "Прогресс" и т.д.

Очистка осевого компрессора твердыми частицами осуществляется на работающих агрегатах, как правило стационарного типа, вводом очищающего средства на вход осевого компрессора через специальный бункер, который обеспечивает скорость его подачи примерно 0,8-1,0 кг/мин (для ГТК-25И). Недостатком способа является то, что возможно засорение каналов и отверстий системы охлаждения лопаток газовой турбины.

Очистка осевого компрессора моющими растворами (как правило, для ГТУ авиационного типа) проводится в соответствии со схемой Рис. 2.14 на режиме прокрутки от пусковой турбины. Моющий раствор подается на вход в осевой компрессор через специальные форсунки с давлением 5-6 кг/см с производительностью 10-20 л/мин в течение 10-15 мин. Затем подают чистую воду с температурой 50-60 °С со скоростью 70 л/мин для промывки. Для слива жидкостей с газовоздушного тракта ГТУ открывается запорная арматура дренажа.

Рис. 2.14. Схема промывки ГТУ:

1 - бак с моющим раствором; 2 - бак чистой воды; 3 - дренаж; 4 - насос; 5 - фильтр; 6 - манометр; 7 - вентиль; 8 - коллектор подачи моющего раствора; 9 - дренаж воды

Некоторые фирмы для поддержания параметров проточной части осевого компрессора применяют специальное покрытие лопаток, что обеспечивает:

- слабую прилипаемость к лопаткам продуктов загрязнения;

- максимальную наработку между ремонтами;

- противоэрозионную и противокоррозийную защиту.

Пример 3.1. Определить изменение состояния агрегата ГПА-Ц-6,3 в результате проведенной очистки осевого компрессора "на ходу", если агрегат до чистки компрессора работал при следующих исходных данных: температура газа на входе и выходе нагнетателя, соответственно, = 10 °С; = 30 °С; давление газа на входе и выходе нагнетателя, соответственно, = 4,0 МПа, = 5,12 МПа; частота вращения вала нагнетателя = 7000 об/мин, содержание метана в газе = 0,975, газовая постоянная R = 498 Дж/кг·К, относительная плотность по воздуху = 0,573. Температура газов перед ТВД = 646 °С определена при помощи графических зависимостей по температуре перед СТ. Температура и давление воздуха на входе осевого компрессора совпадают с номинальными ().

После чистки осевого компрессора агрегат работал при следующих исходных данных: температура газа на входе и выходе нагнетателя, соответственно, = 18 °С, = 40 °С; давление газа на входе и выходе нагнетателя, соответственно, = 4,2 МПа, = 5,4 МПа. Частота вращения вала нагнетателя = 7500 об/мин, содержание метана в газе = 0,975, газовая постоянная R = 498 Дж/кг·К, относительная плотность по воздуху = 0,573. Температура газа перед ТВД = 680 °С.

Решение. Параметр технического состояния ГТУ по мощности до чистки осевого компрессора может быть определен с использованием соотношений (1.43, 2.5) и диаграммы рис. 1.4.

Разность температур газа по нагнетателю

= 30-10 = 20 °С.

Разность давлений газа по нагнетателю

= 5,12 - 4,0 = 1,12 МПа.

Средняя температура и давление газа в нагнетателе:

= 20 °C, = 4,56 МПа.

Средняя изобарная теплоемкость газа (кДж/кг·К) определяется по диаграмме рис. 1.2, или по уравнению [4]:

= (0,37+0,63 · )[(0,03-0,0009 · ) + 0,11 · +2,08] = 2,47 кДж/кг·К.

Среднее значение комплекса определяется по диаграмме рис. 1.4, или по уравнению [4]:

Удельная разность энтальпии по уравнению (1.43)

= 2,47·20-9,95·1,2 = 37,46 кДж/кг.

Удельная приведенная разность энтальпий газа:

= 0,856 кВт/(кг/мин).

Приведенная внутренняя мощность нагнетателя по его характеристике составляет

= 208 кВт/кг · м.

Плотность газа на входе нагнетателя

= 31,02 кг/м.

Внутренняя мощность нагнетателя

= 4017 кВт.

Эффективная мощность ГПА

= 4017 + 80 = 4097 кВт.

Относительная приведенная мощность агрегата

Относительная температура газов перед ТВД

Сопоставление полученной зависимости с паспортной [2] приводит к выводу о смещении расчетной точки влево по горизонтали от ее паспортного значения, равного = 0,78. Следовательно, параметр технического состояния ГТУ по мощности до промывки осевого компрессора составлял = 0,65/0,78 = 0,84.

Характеристики агрегата после промывки осевого компрессора по той же схеме расчетов составили (при принятых исходных данных расчета):

Разность температур газа по нагнетателю, = 22 °С; разность давлений газа по нагнетателю, = 1,2 МПа; удельная разность энтальпий газа = 43,47 кДж/кг; соответственно приведенная разность энтальпии = 0,865 кВт/кг/мин; приведенная внутренняя мощность нагнетателя по его характеристике = 209 кВт/кг/м; плотность газа на входе нагнетателя, = 31,67 кг/м; соответственно, внутренняя и эффективная мощности ГТУ составят: = 5068 кВт, = 5148 кВт. Приведенная относительная мощность ГТУ = 0,817, относительная приведенная температура газов перед ТВД, = 0,97, паспортное значение относительной приведенной мощности = 0,9, параметр технического состояния ГТУ по мощности равен = 0,9. Следовательно, в результате "промывки" осевого компрессора коэффициент технического состояния агрегата по мощности возрос с 0,83 до 0,9.

2.9 Устройство для подогрева всасывающего циклового воздуха

Антиобледенительная система

Опыт эксплуатации газотурбинных установок на магистральных газопроводах свидетельствует о том, что при понижении температуры наружного воздуха практически в любых природно-климатических условиях эксплуатации возможно обледенение входного тракта ГПА.

Наиболее вероятными условиями обледенения являются температуры наружного воздуха в диапазоне от +3 до -5 °С при относительной его влажности > 80 %.

Обледенению в той или иной степени подвержены все элементы воздухозаборного устройства (фильтры, шумоглушители, крепежные детали и т.п.). При появлении обледенения гидравлическое сопротивление на входе возрастает, что может привести не только к помпажу осевого компрессора, но и к разрушению воздухозаборной камеры. Кроме того, оторвавшиеся куски льда могут быть занесены потоком воздуха в проточную часть компрессора и вызвать разрушение его проточной части.

В целях предупреждения обледенения входного тракта ГТУ используются различные противообледенительные системы, основанные на подогреве циклового воздуха на всасе в компрессор.

При включении в работу системы подогрева циклового воздуха его температура повышается примерно на 10-12 °С.

На газотурбинных установках применяют следующие схемы подогрева циклового воздуха:

- подогрев горячим воздухом, отбор которого осуществляется из воздухопровода за осевым компрессором ГТУ. Эта схема применяется в основном для стационарных и импортных ГТУ;

- подогрев циклового воздуха осуществляется смесью воздуха, отбираемого после компрессора или одной из его ступени, и выхлопных газов. Эта схема применяется на авиаприводных ГПА;

- подогрев циклового воздуха теплым воздухом, отбираемым после АВО масла. Применяется в основном на стационарных ГТУ с расположением АВО масла под воздухозаборной камерой.

Подогрев подверженных обмерзанию элементов входного тракта ГТУ горячим воздухом, отбираемым за компрессором, является наиболее эффективным способом защиты от обледенения. Недостатком данной схемы является ограничение по количеству отбираемого воздуха за компрессором и, с термодинамической точки зрения, сам подогрев воздуха, приводящий к увеличению мощности осевого компрессора.

При использовании первой схемы для смешивания горячего и циклового воздуха используют специальные устройства - смесители. Место расположения смесителей и их конструкция зависят от типа агрегата. Так на агрегатах ГТК-10, ГТ-750-6 используют смесители кольцевого типа, устанавливаемые на всасывающем трубопроводе осевого компрессора (рис 3.15).

Горячий воздух подается на смеситель по четырем подводам с дроссельными шайбами, регулирующими расход. Схема обвязки обеспечивает отбор горячего воздуха после регенераторов в равной степени из левого и правого трубопроводов. Электроприводная задвижка 2, регулирующая расход горячего воздуха, управляется с ГЩУ. Конструкция смесителя обеспечивает качественное перемешивание горячего воздуха из кольцевого канала коллектора смесителя и всасываемого холодного воздуха, что снижает неравномерность температурного поля воздушного потока перед осевым компрессором.

Рис. 2.13. Система подогрева циклового воздуха (антиобледенительная система) агрегата ГТК-10-4

На некоторых газотурбинных установках, а также агрегатах с приводом от авиационных двигателей, дополнительно оборудуется система подогрева входного направляющего аппарата (ВНА). Горячий воздух после компрессора подается по трубопроводам в кольцевую полость цилиндра осевого компрессора и далее, пройдя по специальным каналам лопаток ВНА и подогревая их, сбрасывается в проточную часть компрессора (см. Рис. 2.15 поз. 1 и 1А). Система обогрева ВНА включается при помощи специально предусмотренного клапана.

Для регистрации условий образования льда в эксплуатации применяют следующие способы:

- устанавливают термометр (ТСП) для замера температуры воздуха на входе в компрессор, а также термометр для замера температуры атмосферного воздуха; при достижении температуры +3 °С и ниже до -5 °С включают систему подогрева;

- ведут визуальное наблюдение за состоянием поверхности входного направляющего аппарата (появление обледенения) через смотровые окна с подсветкой на корпусе всасывающей камеры цилиндра осевого компрессора;

- для автоматической сигнализации о появлении условий для обледенения в системе защиты агрегата предусмотрен датчик образования льда, контролирующий состояние атмосферного воздуха по температуре и влажности и сигнализирующий о необходимости включения обогревающего устройства при условиях, благоприятствующих образованию льда на лопатках ВНА осевого компрессора. Датчик образования льда встроен в инжектор, устанавливаемый после пылеулавливающих сеток камеры фильтров ВЗК. К инжектору подводится сжатый воздух из линии нагнетания компрессора, который, расширяясь, подсасывает атмосферный воздух из камеры фильтров. При образовании льда, что сопровождается увеличением перепада давления на сетке датчика, подается сигнал на включение системы обогрева. Перепад давления фиксируется дифманометром, который выдает сигнал через реле.

Агрегаты ГТК-25И имеют аналогичную систему подогрева циклового воздуха, за исключением того, что смеситель имеет несколько другую конструкцию и расположен перед фильтрующими элементами ВЗК (Рис. 2.16).

Рис. 2.13. Система подогрева циклового воздуха (антиобледенительная система) агрегата ГТК-25И

Рис. 2.17. Система подогрева циклового воздуха агрегата ГПА-Ц-6,3:

1 - решетка распределительная; 2 - вентиль с электроприводом; 3 - воздуховод; 5 - эжектор; 6 - трубопровод

Вторая схема с использованием теплоты отработанных выхлопных газов применяется на отечественных агрегатах типов ГПА-Ц-6,3 и ГПА-Ц-16, а также импортных агрегатах типа ГТК-10И.

На Рис. 2.17 представлена такая схема подогрева циклового воздуха для агрегата ГПА-Ц-6,3.

Система подогрева циклового воздуха включает в себя две распределительные решетки 1, расположенные с двух сторон ВЗК, к которым при помощи эжектора 5, тройника 4 и воздуховодов 3, подаются выхлопные газы от двигателя НК-12СТ.

Эжектирующий воздух отбирается за осевым компрессором двигателя и по трубопроводу 6 подается в эжектор. В трубопроводе для управления работой системы предусмотрен вентиль с электроприводом 2, включенный в систему автоматического управления агрегатом.

Распределительные решетки аналогичны по конструкции, как и смесители. Распределительные решетки устанавливаются, как и на ГПА ГТК-25И, на входе в воздухоочистительные элементы ВОУ и состоят из прямоугольного короба и короба с отверстиями для выхода газовоздушной смеси.

При температуре наружного воздуха от +3 до -5 °С включается система подогрева циклового воздуха, при этом на пульте управления загорается лампочка "Обогрев ВОУ". При температуре наружного воздуха от +3 до -5 °С необходимо вести постоянное (через 2 часа) наблюдение и осмотр камеры всасывания, защитной решетки и входного устройства двигателя на отсутствие обледенения через окна, предусмотренные конструкцией ГПА.

Схема подогрева воздуха с использованием теплоты от АВО масла, применялась только на первых стационарных агрегатах. При этой схеме АВО масла устанавливались непосредственно под ВЗК.

Оба узла - АВО масла и ВЗК - разделялись горизонтальными жалюзями, которыми регулировались степень подогрева циклового воздуха и степень охлаждения турбинного масла в АВО. Но эта система не нашла применения, так как в летний период через неплотности жалюзей из АВО масла и пространства КВОУ теплый воздух подсасывался в осевой компрессор, что приводило к снижению мощности и КПД ГТУ.

2.10 Противопомпажная защита ЦБН

Помпаж, или неустойчивый режим работы, нагнетателя является наиболее опасным автоколебательным режимом в системе нагнетатель - газопровод, приводящий к срыву потока в проточной части нагнетателя.

Внешне помпаж проявляется в виде хлопков, сильной вибрации нагнетателя, отдельных периодических толчков, в результате чего возможны разрушение рабочего колеса нагнетателя, повреждение упорного подшипника, разрушение лабиринтных уплотнений и т.д. Возникновение помпажа в нагнетателе вызывает колебания частоты вращения и температуры газа РТУ, приводящей во вращение нагнетатель, и, как следствие, к возникновению неустойчивой работы осевого компрессора, что, в свою очередь, приводит к аварийной остановке ГПА.

Причинами возникновения помпажа является изменение характеристики сети (газопровода), вследствие:

- колебаний давления газа в газопроводе;

- влияния параллельно включенных, но более напорных нагнетателей;

- неправильной или несвоевременной перестановки кранов в трубной обвязке нагнетателя.

Изменение режима работы нагнетателя до значительного уменьшения расхода газа (приблизительно до 60% расчетного значения), вследствие:

- снижения частоты вращения нагнетателя ниже допустимой;

- ухудшения технического состояния газотурбинного привода;

- попадания посторонних предметов на защитную решетку нагнетателя и ее обледенение и др.

Режимы работы нагнетателя по расходу газа, как правило, ограничиваются 10%-м запасом от границы помпажа (Рис. 2.18) и определяются как:

. (3.1)

Пример 3.2. Определить запас устойчивой работы нагнетателя ГПА-Ц-6,3/56М-1,45, имеющего следующие параметры рабочего режима: давление газа на входе нагнетателя = 3,9 МПа, давление газа на выходе нагнетателя = 5,3 МПа, температура газа на входе = 16 °С, частота вращения нагнетателя = 8100 об/мин, производительность нагнетателя = 475 тыс.н·м/ч, плотность газа = 0,676 кг/м.

Решение. Относительная плотность газа по воздуху

. (3.2)

Газовая постоянная

R== 52,2 кг · м/кг · K 512 Дж/кг · K. (3.3)

Коэффициент сжимаемости газа по параметрам входа определяется по номограмме рис. 1.1, либо по соотношению [2]:

, (3.4)

где - соотношение температур газа на входе и критической

;

- соотношение давлений газа на входе и критического

;

- критическая температура (= 190,1 К);

- критическое давление (= 4,73 МПа).

Плотность газа на входе

= 10· 3,9/0,93 · 289,2 · 52,2 = 28,32 кг/м.

Объемная производительность нагнетателя

= 475 · 0,676/0,06/28,32 = 189 м/ мин.

Приведенная объемная производительность

= 189 · 8200/8100= 191,3 м/мин.

Запас устойчивой работы нагнетателя

· 100% = (191,3 - 135)/135 · 100% = 41,7%,

где = 135 м/мин определяется по характеристике нагнетателя.

Эксплуатационный персонал должен по показаниям штатных приборов периодически контролировать положение рабочей точки на характеристике нагнетателя и не допускать ее приближения к опасной зоне, для чего при работе на частичных режимах необходимо повышать частоту вращения нагнетателя либо уменьшать напор и расход параллельно работающей группы нагнетателей. При возникновении помпажа необходимо открыть перепускной кран, соединяющий линию нагнетания с всасывающей, при этом расход газа через нагнетатель увеличится, а степень сжатия снизится, рабочая точка нагнетателя переместится вправо от границы помпажа (см. Рис. 2.18).

Рис. 2.18. Принципиальная характеристика нагнетателя с линиями ограничения по помпажу;

- объёмный расход газа; - относительный политропный напор;

1 - нормальный режим работы нагнетателя; 1' - режим работы нагнетателя после открытия перепускного крана;

1'' - режим полного открытия перепускного крана;

1''' - режим работы нагнетателя с малыми возмущениями. I - линия контроля помпажа;

II - линия ограничения больших возмущений; III - линия границы помпажа; IV - линия ограничения числа хлопков

В настоящее время существует достаточно много противопомпажных автоматических систем, позволяющих не допустить попадание нагнетателя в помпаж и сигнализирующих о приближении рабочей точки к границе помпажа. Наиболее распространенные системы основаны на сопоставлении величины расхода газа с создаваемым нагнетателем напором с последующим воздействием на перепускной кран. Хорошо известны сигнализаторы помпажа, разработанные НЗЛ, которые укомплектованы пневматическими ППЗ на базе элементов системы "Старт".

Более современные системы включают защиту и регулирование нагнетателя в области помпажных режимов и имеют перепускной кран с регулируемым проходным сечением. К таким системам относится, например, система фирмы ССС ("Компрессор контролс корпорейшн").

Данная система антипомпажной защиты обеспечивает положение рабочей точки нагнетателя в правой зоне от линии границы помпажа (см. Рис. 2.18, линия III). Это достигается открытием перепускного (антипомпажного) крана на величину, необходимую для поддержания минимального расхода. Вследствие большой инерционности системы нагнетатель-газопровод воздействие на перепускной клапан должно начаться до того, как рабочая точка достигнет границы помпажа. Точка на характеристике нагнетателя, соответствующая открытию клапана, является линией контроля помпажа (см. Рис. 2.18, линия I). Расстояние между линией контроля и линией границы помпажа определяет предел безопасности или зону контроля помпажа (заштрихованная площадь на Рис. 2.18). Открытие перепускного клапана увеличивается по мере перехода рабочей точки в зону контроля помпажа. Расстояние между рабочей точкой нагнетателя и границей помпажа рассчитывается с использованием следующего соотношения:

, (3.5)

где - политропный напор; - коэффициент объемного расхода; - абсолютное давление на входе; - степень сжатия; - показатель политропы, ; - перепад давления на конфузоре.

Отношение значений параметра в рабочей точке и на границе помпажа при постоянной частоте вращения является соотношением наклонов двух линий, проходящих через рабочую точку и точку на границе помпажа (см. Рис. 2.18). Расстояние между границей помпажа и линией контроля помпажа рассчитывается как производная от , в результате чего критерий будет равен 1,0, когда рабочая точка находится на линии контроля помпажа, и больше 1,0, когда рабочая точка находится в зоне контроля помпажа. Зона контроля помпажа имеет две области регулирования:

- область регулирования между линиями I и II соответствует малым возмущениям потока газа;

- область регулирования между линиями II и III соответствует большим возмущениям потока газа;

Регулятор, рассчитывая расстояние рабочей точки от границы помпажа в случае его работы в области регулирования между линиями I и II (точка 1'''), воздействует на перепускной регулирующий клапан типа "Моквелд", перепускает часть газа с выхода нагнетателя на вход, восстанавливая режим работы нагнетателя в точке 1'. Если же рабочая точка нагнетателя находится в области регулирования между линиями II и III (точка II), то при быстром приближении к границе помпажа регулирующий клапан полностью открывается, а затем несколько прикрывается по мере удаления рабочей точки от границы помпажа, устанавливая режим работы нагнетателя, соответствующий точке 1'. В случае, если помпаж все-таки произошел, а это значит, что рабочая точка находится между линиями III и IV, регулятор ограничивает число "хлопков" путем удаления линии контроля помпажа от линии границы помпажа.

2.11 Работа компрессорной станции при приеме и запуске очистных устройств

По окончании строительства и в процессе эксплуатации периодически проводят очистку внутренней полости магистрального газопровода специальными очистными устройствами (ОУ). Необходимость проведения этой операции вызвана тем. что в процессе монтажа образуются участки, предварительная очистка которых невозможна технологически. При работе магистрального газопровода также происходит отложение на его стенках различных органических соединений, приводящих к нарушению расчетного режима движения газа по трубопроводу.

Сложный профиль трассы газопровода, вызванный рельефом местности, образует "карманы", в которых происходит накапливание жидкости, выпадающей из газа. Увеличение расхода по газотранспортной системе ведет к массовым выбросам этой жидкости на входе КС, что может привести к выходу из строя оборудования.

Существует два основных типа очистных устройств, применяющихся в зависимости от того, какую очистку внутренней полости необходимо произвести. Очистное устройство (поршень), предназначенное для очистки полости трубы от сухих загрязнений, состоит из защитного диска, корпуса, устройства для перепуска газа, щетки, уплотнительных манжет и шарнира. Поршень, предназначенный для удаления смеси воды и загрязнений, состоит из защитного диска, корпуса, уплотнительных манжет, воздушной системы уплотнительных манжет. Диаметр поршня выбирается несколько больше диаметра газопровода, длина определяется профилем трассы. Оптимальная скорость движения поршня по газопроводу составляет 5-10 км/ч.

Минимальный перепад давления, необходимый для страгивания с места, составляет 0,05-0,06 МПа.

Работы по запуску и приемке очистного устройства ведутся в строгом соответствии с инструкцией, согласованной с производственно-диспетчерской службой ПДС.

На крановых узлах магистрального газопровода при проведении работ выставляются посты наблюдения, оснащенные связью. Задачей наблюдателей является выделение нитки газопровода, по которой пропускается поршень, путем закрытия перемычек при приближении поршня и включения их в работу после прохождения ОУ (в варианте многониточного газопровода). Также на посты наблюдения возлагается задача фиксирования времени прохождения ОУ расчетных точек с целью установления отклонения реальной скорости движения поршня от расчетной.

Это необходимо для того, чтобы определить время прибытия ОУ к камере приема. Для выявления места нахождения очистного устройства на линейной части газопровода (крановых узлах), охранных кранах компрессорной станции установлены специальные отслеживающие устройства - сигнализаторы поршня, работающие по принципу либо механического воздействия, либо осуществляющие контроль бесконтактными методами.

После запуска ОУ, по мере приближения поршня к компрессорной станции, периодичность контроля давления на входе КС и крановых площадках сокращается до 20 мин или ведется постоянное наблюдение. Рассмотрим наиболее сложную схему (Рис. 2.19) приемки очистного устройства на многониточном газопроводе с работающей компрессорной станцией. Камера приема поршня предварительно опрессовывается и после вытеснения газовоздушной смеси путем продувки на свечу № 37 заполняется газом под рабочим давлением магистрали от крана № 19, при этом кран остается закрытым.

Рис. 2.19. Схема узла запуска и приема поршня на КС

В ходе движения поршня впереди него образуется зона, характеризующаяся повышенным содержанием воды и различных загрязнений. При приближении ОУ к охранному крану А1 перемычка ПА 1-2 закрывается. Сменный персонал компрессорного цеха ведет непрерывный контроль за работой агрегатов, не допуская при этом приближения рабочей точки к зоне помпажа путем включения устройств антипомпажного регулирования. В случае их отсутствия должны быть открыты станционный кран № 6 и его байпасы. Особое внимание следует уделить работе узла подготовки технологического газа: пылеуловителей и фильтр-сепараторов, контролируя перепад давления на них и не допуская превышения больше, чем 0,06 МПа. В противном случае это может привести к разрушению фильтр-патронов.

За 2 ч до расчетного времени прихода поршня в приемную камеру следует произвести продувку пылеуловителей и фильтр-сепараторов, а также удаление собранных механических примесей и жидкости из цеховых систем сбора. Количество одновременно работающих пылеуловителей при работе КС определяется графиком их производительности в режиме максимальной эффективности очистки. Однако при выходе всей станции для работы на кольцо их может оказаться недостаточно, в связи с чем на период прохождения поршня необходимо включить в работу количество пылеуловителей, позволяющих обеспечить работу КС в режиме на "кольцо". По температуре газа на выходе КС определяется потребное количество вентиляторов АВО газа, не допуская нагрева газа в выходном коллекторе свыше +45 °С.

Для обеспечения степени сжатия при работе на "кольцо" с целью предохранения от помпажных режимов, может использоваться ручной кран 6Д. Степень его закрытия (в %-м отношении) определяется заранее, исходя из давления в контуре и производительности одновременно работающих агрегатов. При наличии станционной системы помпажного регулирования эти функции выполняются специальными исполнительными механизмами, приводимыми в действие контроллерами типа "".

По прохождении поршнем охранного крана А1 компрессорная станция после выполнения указанных выше мероприятий выводится на "кольцо" т.е. открывается станционный кран № 6 и закрываются краны № 7 и 8. Кран № 35 открывают для отвода жидкости и загрязнений в конденсатосборник.

Следующий этап приема поршня в камеру - прохождение тройника, оснащенного решеткой, на входе КС, после него необходимо открыть входной кран № 19 на камере приема и кран № 36 на линии отвода жидкости в конденсатосборник. Под воздействием перепада давлений поршень заходит в камеру, при этом ведется дренирование жидкости непосредственно из камеры приема. После срабатывания установленного на ней сигнализатора операция считается завершенной. Компрессорная станция включается для работы на магистраль, перемычки открываются, а запорная арматура возвращается в исходное положение.

Процесс запуска поршня из камеры организуется следующим образом. Поршень с помощью автомобильного крана укладывается на специальный лоток-поддон. Посредством грузоподъемных механизмов и приспособлений, являющихся частью оборудования камеры запуска, лоток с поршнем устанавливают в камеру. При этом лоток фиксируют посредством стопорного механизма относительно корпуса камеры. Закрыв затвор камеры, производят ее опрессовку и поднимают давление до рабочего в газопроводе. Выставляются посты на крановых площадках с заданием, аналогичным тому, что выполняют при приеме поршня: контроль давления, времени прохождения ОУ и выделения ниток газопровода при приближении ОУ к крановой площадке. По поступлении от ДУ команды на запуск поршня производят открытие выходного крана № 21 на камере запуска и крана № 23 для расхода газа через камеру. Плавно прикрывая кран № 8 с помощью ручного привода, увеличивают расход газа через камеру. При достижении перепада на поршне, необходимого для страгивания его с лотка, поршень выводят из камеры. После прохождения поршнем тройника на выходе КС кран № 8 плавно открывают, а кран № 23 плавно закрывают. После прохождения охранного крана № Б1 открывают перемычку ПБ 1-2.

2.12 Особенности эксплуатации ГПА при отрицательных температурах

Все показатели для газоперекачивающих агрегатов в соответствии с ТУ на их поставку определены для температуры окружающего воздуха +15°С и барометрического давления 760 мм рт. столба. Параметры атмосферного воздуха оказывают существенное влияние на эксплуатационные характеристики ГПА. На Рис. 2.20 показан график зависимости мощности от температуры наружного воздуха. На этом графике наглядно показаны зоны номинальной, выше номинальной и пониженной мощностей ГПА, которые характерны при изменении температуры окружающего воздуха. В эксплуатации по условиям прочности агрегата нельзя допустить повышение нагрузки ГПА при отрицательных температурах свыше 15% номинальной мощности. Загрузка ГПА обычно определяется по приведенной характеристике нагнетателя.