Эксплуатация газотурбинного привода компрессорных станций

Работа ГПА при отрицательных температурах предъявляет ряд дополнительных требований к эксплуатационному персоналу по контролю за основным и вспомогательным оборудованием. Так, на агрегатах, находящихся в резерве, необходимо включить подогрев масла, а при пуске их обязательно пользоваться байпасной задвижкой для постепенного прогрева масла, чтобы не допустить повышения давления в трубных досках АВО масла и не вывести их из строя.

Рис. 2.20. Мощность ГТУ АЛ-31СТ в зависимости от температуры окружающей среды:

1 - номинальная мощность; 2 - увеличение мощности при понижении температуры окружающей среды; 3 - понижение мощности при повышении температуры окружающей среды; 4 - максимально допустимая мощность в зимнее время

При снижении температуры за аппаратами воздушного охлаждения газа в газопроводе могут создаться условия, при которых образуются гидратные пробки. С целью недопущения их образования необходимо поддерживать температуру газа на всем участке до следующей КС или потребителя выше температуры точки росы, что обеспечивается количеством работающих вентиляторов и отключением секций АВО.

На всасе ЦБН, как указывалось выше, установлена технологическая защитная решетка. При резких понижениях температуры возможно ее обмерзание. Для предотвращения подобных ситуаций и при наличии роста перепада давлений газа необходимо обеспечить перепуск части газа с выхода нагнетателя на всас.

На выхлопных трубопроводах и выхлопных шахтах устанавливаются утилизаторы теплоты, которые обеспечивают подогрев воды, используемой в системе отопления помещений КС. При отрицательных температурах наружного воздуха необходимо удостовериться в отсутствии воды в утилизаторах резервных ГПА, следить за состоянием жалюзей во избежание увеличения противодавления выхлопа на работающих ГПА.

Пуск ГПА при отрицательных температурах несколько затруднен из-за повышенной плотности воздуха, т.к. при этом в камере сгорания образуется обедненная смесь. Для обеспечения нормального пуска ГПА необходимо включить зажигание при меньшем давлении воздуха за осевым компрессором, т.е. при более низких оборотах ТВД. На ряде ГПА на режиме пуска в кольцевых камерах сгорания наблюдается нестабильность пламени по переходным патрубкам из одной жаровой трубы в другую. В этом случае необходимо очень плавно увеличивать подачу топлива в камеру сгорания. При достижении значительного перекоса температурного поля (свыше допустимого) пуск необходимо прекратить.

Особое внимание эксплуатационный персонал должен обращать на импульсный газ, от качества и своевременной подачи которого зависит успешная перестановка кранов. Сменный персонал обязан знать точку росы импульсного газа при его подготовке. И в случае, если температура окружающего воздуха снизилась ниже этой точки, необходимо проверить наличие газа в коллекторах и работоспособность блока подготовки импульсного газа путем его продувки. При переходе на зимний период работы краны должны эксплуатироваться на зимних смазках и гидрожидкостях.

При отрицательных температурах необходимо стремиться к снижению перегрузок ГТУ, т.к. очень холодный воздух негативно влияет на лопаточный аппарат компрессора и лопатки турбины. Поэтому сразу после остановки ГТУ во избежание переохлаждения лопаток турбины необходимо закрыть жалюзи, если таковыми оснащен агрегат.

Для стабильности работы блоков подготовки топливного и пускового газа и прежде всего регуляторов давления необходимо следить за температурой газа на выходе регулятора и при ее снижении поднять его температуру в подогревателях типа ПТПГ-30, а при наличии системы подогрева редукторов топливного и пускового газа включить их в работу.

Для обеспечения безопасной эксплуатации агрегата в обязательном порядке необходимо включить в работу систему подогрева воздуха на всасе осевого компрессора; система контроля и сигнализации обледенения на всасе осевого компрессора, должна находиться в работоспособном состоянии.

Перед пуском ГПА с авиационным приводом двигатель необходимо разогреть до температуры примерно +5°С. Это осуществляется с помощью передвижных подогревателей типа ВУА-400 или УМП-350, работающих на керосине или природном газе. Определенные трудности испытывает эксплуатационный персонал при продувке жидкости из пылеуловителей и фильтр-сепараторов. Для повышения надежности работы этой системы краны и продувочные коллекторы оснащаются электроподогревом. Кроме того, эти запорные органы необходимо держать открытыми, чтобы жидкость стекала в подземную дренажную емкость. Из подземной емкости жидкость удаляют продувкой в конденсатосборник для последующей утилизации.

2.13 Система пожаротушения ГПА и ее эксплуатация

Ряд сооружений компрессорной станции относится по степени пожарной опасности к высшей категории А. Среди этих сооружений прежде всего - компрессорный цех, который является основным источником пожароопасности на КС. Это связано с тем, что при аварии в системе масло-смазки и уплотнения возможно попадание масла на горячие части ГТУ, что неизбежно приведет к возгоранию. Кроме того, при аварии могут возникнуть взрывоопасные смеси горючих газов, которые также могут быть источником возгорания или взрыва.

Для предотвращения возгораний и тушения пожаров компрессорные цеха оборудуют системами пожаротушения. В состав системы входят:

- автоматическая общецеховая система пожаротушения;

- система пожарного водоснабжения с пожарными насосами, кольцевым, коллектором с гидрантами и рукавами;

- переносные индивидуальные средства пожаротушения.

Автоматическая общецеховая система пожаротушения предназначена для сигнализации о появлении пламени, дыма в машинном зале компрессорного цеха или возгорания на ГПА, аварийной остановки ГПА и ликвидации возгорания путем автоматической подачи пожарогасящего реагента в зону горения.

На КС применяются следующие системы автоматического пожаротушения:

- система пенного пожаротушения, используемая на стационарных газоперекачивающих агрегатах типов: ГТК-5, ГТ-750-6, ГТК-10, ГТН-6, ГТ-6-750 и ГТН-25-1;

- газовая система пожаротушения, используемая на агрегатах блочного исполнения, типов ГПА-Ц-6,3, ГПА- Ц-16, ГТК-25И, "Солар", ЭГПА-25;

- порошковая система пожаротушения, дополнительно устанавливаемая на ГПА-Ц-6,3, "Солар".

Принципиальная схема системы пенного пожаротушения представлена на Рис. 2.21. В эту систему входят: резервуары для воды Е1 (основной и резервный) каждый емкостью 50 м, насосная установка H1, состоящая из двух центробежных насосов типа 4К-6 (один насос резервный) с электроприводом, двух пеносмесителей, обеспечивающих расход пенообразователя 1,44 л/с, пеногенераторов типов ГВП-600 и ГВП-200, обеспечивающих при необходимости подачу пены на ГПА в размере, соответственно, 600 и 200 л/с, датчиков пожарной сигнализации типа ДПС-038, обеспечивающих подачу сигнала о возгорании в течение 7 с, (при скорости роста температуры 20 °С/с и выше), системы трубопроводов с вентилями и задвижками, предназначенных для подачи воды и пенообразователя к пеногенераторам.

Рис. 2.21. Принципиальная схема системы пенного пожаротушения компрессорного цеха

----- р ---- - 4%-й раствор пенообразователя; ----- п ------ - пенообразователь; ----- в ---- - вода; - задвижка; - пеногенератор; - задвижка с электроприводом

Пеногенераторы ГВП обеспечивают подачу устойчивой, компактной струи пены прежде всего в следующие наиболее вероятные очаги появления пожара на турбоагрегате: на передний, средний и задний подшипники, на маслобак и камеру сгорания ГПА.

При повышении температуры над ГПА свыше 150 °С со скоростью ее нарастания не ниже 20 °С/с, срабатывает датчик, замыкается цепь противопожарной системы сигнализации и автоматики пожаротушения; на главный щит компрессорного цеха подается звуковой и световой сигналы. Одновременно включается в работу водяной пожарный насос, открываются задвижки для подачи раствора к пеногенераторам и в зону горения. Если в течение 10 мин пожар не будет ликвидирован, система дистанционно запускается вновь, нажатием вручную соответствующей кнопки.

Схема пожарной автоматики предусматривает возможность как автоматического, так и дистанционного включения системы пожаротушения со щита автоматического пожаротушения, установленного в диспетчерской цеха.

На каждой компрессорной станции в установленные сроки должна проводиться периодическая проверка работы всей системы пожаротушения и ее отдельных элементов.

Принцип работы газовых и порошковых систем пожаротушения аналогичен работе пенной системы пожаротушения за исключением того, что пожарогасящий реагент находится в баллонах под давлением.

Помимо агрегатных автоматических систем пожаротушения, на КС предусматривается и обычная система пожарного водоснабжения: широко применяются первичные средства пожаротушения, в частности, переносные и передвижные порошковые и углекислотные огнетушители.

Выбор типа и расчет необходимого количества переносных огнетушителей производится в зависимости от их огнетушащей способности, предельной площади и класса пожара горючих веществ на КС. В соответствии с нормами оснащения помещений ручными огнетушителями, компрессорные цеха оснащаются следующими типами огнетушителей:

переносные

- порошковые ОП-5,ОП-10;

- углекислотные ОУ-5, ОУ-8;

- воздушно-пенные ОВП-10;

передвижные

- порошковые ОП-50, ОП-100;

- углекислотные ОУ-80, ОУ- 400;

Из переносных порошковых огнетушителей в компрессорных цехах наибольшее распространение получили огнетушители типа ОП-10. Данный тип огнетушителей предназначен для тушения загорания разлившихся легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, нефтепродуктов, а также электроустановок, находящихся под напряжением до 1000 В. Огнетушитель применяют при температуре окружающего воздуха от -50 до +50 °С. Конструкция ОП-10 представлена на Рис. 2.22.

Рис. 2.22. Огнетушитель порошковый ОП-10, модель 01

Огнетушитель состоит из стального корпуса, баллона для хранения рабочего газа, с помощью которого осуществляется подача порошка из корпуса огнетушителя, крышки с запорно-пусковым устройством, сифонной трубки и трубки подвода рабочего газа в нижнюю часть корпуса огнетушителя, шланга, заканчивающегося стволом-насадком для образования и направления струи порошка на очаг загорания.

Из передвижных огнетушителей наиболее широко распространены порошковые огнетушители типа ОП-100. Принципиальная схема работы огнетушителя аналогична схеме ОП-10, конструктивные отличия заключаются лишь в геометрических размерах корпуса огнетушителя. Передвижные огнетушители ОП-100 имеют шасси с пневматическими шинами. В качестве огнегасящего вещества применяются порошки Пирант А, П-1А, ПФ.

Во время эксплуатации компрессорных цехов обслуживающий персонал, ответственный за противопожарную безопасность, регулярно следит за герметичностью мест соединения газопроводов, исправным состоянием систем маслянного хозяйства, исправностью аварийных сливов из маслобаков, исправностью вентиляционных систем, герметичностью противопожарной стены между помещением машинного зала и галереи нагнетателей и т.д.

Внешняя поверхность газовых турбин и газоходов должна иметь исправную тепловую изоляцию и закрыта декоративным кожухом. Температура наружной изоляции не должна превышать 45 °С.

Отогревание аппаратов, коммуникаций и запорных устройств в осенне-зимний период эксплуатации разрешается производить только паром, горячей водой или горячим воздухом.

При возникновении пожара в компрессорном цехе персонал КС обязан вызвать пожарную команду и одновременно приступить к его тушению собственными силами с использованием огнетушителей, углекислотных установок, систем пенного пожаротушения и др. Одновременно необходимо перекрыть доступ газа или масла к месту пожара, остановить работающий агрегат, отключить подачу электроэнергии на агрегат, включить систему пожаротушения. При этом необходимо обращать внимание на то, чтобы огонь не распространялся в помещение нагнетателей и на крышу здания.

При ремонте водопроводов на КС необходимо в целях противопожарной безопасности иметь необходимый запас воды согласно действующим нормам.

В случае воспламенения газа на станционных коммуникациях и невозможности быстрой ликвидации возгорания должна быть выполнена остановка всего компрессорного цеха со стравливанием газа из всей технологической обвязки компрессорной станции.

2.14 Вибрация, виброзащита и вибромониторинг ГПА

Одним из критериев, определяющим уровень надежности и эксплуатации, является вибрационное состояние турбоагрегата.

Вибрация представляет собой механические колебания, возникшие в конструкциях агрегата под воздействием нагрузок, которые создаются в процессе работы. Повышенная вибрация является источником различных неполадок в работе агрегата и даже серьезных аварий. Исследование причин вибрации и их устранение являются сложными вопросами эксплуатации и ремонта газовых турбин и нагнетателей.

Основные причины, вызывающие возникновение вибрации ГПА, следующие: увеличенный дисбаланс вращающихся роторов, нарушение центровки роторов, ослабление натяга на вкладышах подшипников, коробление корпусов ГТУ при неправильном тепловом расширении воздуховодов и газоходов, нагарообразование вращающихся узлов ГТУ, гидродинамические силы в подшипниках и т.п.

В эксплуатации большинство случаев появления повышенной вибрации вызвано дисбалансом роторов или других вращающихся деталей (муфты, промвалы). Причинами повышенной динамической неуравновешенности могут быть неравномерный износ колес ЦБН и лопаток ГТУ, обрыв лопаток, некачественная балансировка, ослабление посадки колес и дисков роторов, тепловые и динамические прогибы роторов, задевание рабочих лопаток роторов о корпус.

Существенное влияние на работу турбоагрегата оказывает и качество центровки ротора ТНД с ротором нагнетателя. Кроме правильного выполнения операции по центровке, необходимо правильно производить балансировку зубчатых муфт и промвалов, остаточные неуравновешенные массы которых также могут быть источником дисбаланса. Большое влияние на центровку стационарных ГТУ оказывает правильность выполнения работ по обеспечению натяга линзового компенсатора выхлопного газохода ТНД. При неправильном выполнении этой операции в процессе прогрева ГПА происходит отрыв лап корпуса ТНД от опорных стульев, и центровка нарушается.

Для защиты ГПА от предельных нагрузок, возникающих в результате вибрации, их оборудуют системами агрегатного контроля виброзащиты.

Различные узлы агрегата требуют различного подхода с точки зрения контролируемого параметра вибрации. Так, для защиты центробежных нагнетателей необходимо контролировать прежде всего относительные колебания валов ЦБН, где быстрее сказываются все погрешности дисбаланса и несоосности, чем, например, на роторе силовой турбины.

Поэтому в защиту центробежных нагнетателей включают системы измерений колебаний вала типа:

- КСА-15 для СТД 12500, ГПА-Ц-6,3;

- виброконтрол 2000 для ГТК-25И;

- Бентли Невада для ГПА фирмы "Солар".

Для защиты газовых турбин необходимо установить датчики вибрации на корпусах подшипников. Такие функции выполняют системы типов СВКА, ВВК-331, Виза-ЗМ.

Поскольку системы контроля и защиты от вибрации являются многоканальными, т.е. они включают в себя как каналы измерения вибрации корпусов, так и каналы измерения вибрации валов. Некоторые системы включают в себя каналы, позволяющие измерять осевое положение ротора и осевую вибрацию ("Виброконтрол-2000").

В процессе эксплуатации, кроме контроля в точках, предусмотренных заводами-изготовителями, появляется необходимость провести измерения вибрации в технологических трубопроводах обвязки ГПА, трубопроводах маслосистемы, фундаментах, электродвигателях. Для этих целей применяются переносные виброметры типов ВМ-01, ВМ-03, ВМ-06, ВМ-100. Этими приборами можно производить замер различных параметров вибрации, виброперемещение (мкм), виброскорость (мм/с) и виброускорение (мм/с).

Эксплуатационный персонал с помощью этих приборов производит периодический вибромониторинг основного и вспомогательного оборудования, а также трубных обвязок. Вибромониторинг осуществляют раз в сутки и его результаты фиксируются в специальном журнале. При росте вибрации на одной из точек необходимо принять меры по нахождению причины, вызвавшей этот рост вибрации. Переносные приборы используются двух типов: низкочастотные типа ВМ-03 и высокочастотные ВМ-01, ВМ-06, ВМ-100. Низкочастотные используются для замера вибрации трубных обвязок, а высокочастотные - для замера вибрации ГПА. Оценка вибрационного состояния ГПА производится в соответствии с действующими нормативами.

2.15 Нормальная и аварийная остановка агрегатов

Все остановки ГПА на компрессорной станции подразделяются на нормальные и вынужденные. Заводы-изготовители в системе управления ГПА предусматривают алгоритмы нормальных и аварийных остановок.

Нормальные остановки (НО) подразделяются на плановые и внеплановые. Плановые нормальные остановки связаны с выводом ГПА в ремонт, проведением ревизии и выводом в резерв его по графику. Внеплановые нормальные остановки, как правило, не связаны с отказами ГПА и проводятся по предварительно принятому распоряжению центральной диспетчерской службой. Чаще всего они связаны с поддержанием режима работы газопровода. Изменение режима работы может произойти при сокращении подачи газа по газопроводу из-за уменьшения потребления газа потребителями или возможного разрыва трубопровода, а также для экономии расхода топливного газа при избыточном числе работающих ГПА.

Нормальные остановки ГПА характеризуются обязательным выводом на рециркуляционное кольцо компрессорной станции, группы агрегатов или отдельного агрегата с постепенной его разгрузкой и отключением нагнетателя от технологических коммуникаций газопровода. Поэтому в условиях, не являющихся аварийными, необходимо всегда проводить нормальную остановку ГПА.

Вынужденные остановки, в свою очередь, могут быть нормальными и аварийными.

Вынужденная нормальная остановка (ВНО) выполняется по команде оператора эксплуатационного персонала при незначительных отклонениях в режиме работы ГПА, появлении предупреждающих сигналов системы автоматики и других отклонениях, при которых агрегат может продолжать работать и не требуется его экстренная (аварийная) остановка, например, при возникновении утечек масла, быстром снижении уровня масла в маслобаке, резком возрастании расхода масла через поплавковую камеру, появлении посторонних шумов внутри проточной части агрегата, повышении уровня вибрации и пр.

Нормальная остановка агрегата осуществляется в такой последовательности.

- При последовательной работе агрегатов осуществляется отключение ГПА от режима работы в трассу и переход на режим "кольцо" открытием станционного крана № 3. Постепенно снижают обороты до минимальной частоты вращения валов ТНД и нагнетателей. После нажатия кнопки "НО" агрегат отключают от газопровода. При этом открываются краны № 3 и 3бис и закрываются краны № 1 и 2.

Отключение от газопровода полнонапорного ГПА происходит аналогично с разгрузкой нагнетателя открытием агрегатного рециркуляционного крана № 3.

После открытия крана № 5 газ из нагнетателя стравливается в атмосферу.

- После снижения давления масла за главным маслонасосом обязательно должен включиться пусковой масляный насос (ПМН).

- После остановки вала ТНД выключают ВМНУ, предварительно убедившись, что краны на трубопроводах технологического газа полностью закрыты.

- После полной остановки агрегата, ПМН оставляют в работе до тех пор, пока температура за ТНД не понизится до 80°С. Если после остановки масляного насоса температура подшипников повысится до 75°С, то вновь включают ПМН (это требование необходимо для предохранения подшипников скольжения). Для равномерного остывания роторов необходимо периодически валоповоротом проворачивать ротор ТВД до снижения температуры перед турбиной примерно до 100°С.

Нормальная остановка агрегата производится автоматически нажатием на кнопку "Нормальная остановка" (НО) на панели управления. При этом в строгой последовательности выполняются все вышеуказанные операции, после чего электромагнитный выключатель прекращает подачу топлива и обеспечивает необходимую перестановку кранов.

Аварийная остановка (АО) агрегата осуществляется при угрозе аварии по команде оператора или автоматически от устройств защиты, а также во всех случаях отклонений от нормального режима, создающих угрозу безопасности обслуживающего персонала или сохранности оборудования.

Аварийная остановка работающего агрегата при срабатывании системы защиты происходит в случаях:

- погасания факела в камере сгорания;

- повышения температуры газов за ТНД выше максимально допустимой;

- повышения температуры подшипников ГПА выше максимально допустимой;

- повышения частоты вращения роторов ТВД и ТНД выше предельно допустимого значения;

- осевого сдвига роторов турбины и нагнетателя ( повышения давления и сигнала на ЭКМ);

- понижения давления масла на смазку подшипников турбины и нагнетателя ниже допустимых значений;

- появления недопустимой вибрации подшипников ГПА (значение виброскорости выше предельно допустимых значений);

- понижения перепада между давлением масла и давлением газа в уплотнении нагнетателя ниже допустимого значения (перепад "масло - газ");

- самопроизвольном срабатывании кранов обвязки турбины и нагнетателя;

- нерасцеплении муфты турбодетандера при пуске агрегата и повышении частоты вращения ротора турбодетандера сверхдопустимой.

Вынужденная аварийная остановка агрегата выполняется сменным персоналом нажатием кнопки "Аварийная остановка" или воздействием на пневматические (гидравлические) кнопки управления:

- при отказах системы защиты (хотя бы одной из вышеперечисленных защит);

- воспламенение масла на турбине (если невозможно быстро погасить пламя подручными средствами);

- внезапном прорыве газа в помещение машинного зала;

- появлении дыма из подшипников;

- появлении условий, создающих угрозу безопасности обслуживающему персоналу или поломки оборудования.

Алгоритм аварийной остановки осуществляется в следующем порядке:

а) при срабатывании системы защиты закрывается стопорный клапан подачи топлива. Открываются краны № 6, 3, 3бис, закрываются всасывающий № 1 и нагнетательный № 2 краны. После того, как всасывающий и нагнетательный краны закрылись, выпускной кран № 5 открывается, стравливая газ из контура нагнетателя в атмосферу;

б) при нажатии на кнопку "Аварийная остановка" закрывается стопорный клапан подачи топлива. Одновременно краны № 6, 3, 3бис, 5 открываются, а краны № 1 и 2 закрываются, т.е. газ стравливается в атмосферу до закрытия кранов № 1 и 2.

После любой аварийной остановки необходимо найти причину неисправности и устранить ее. Пуск агрегата без выполнения этого условия категорически запрещен.

2.16 Остановка компрессорной станции ключом аварийной остановки станции (КАОС)

В процессе эксплуатации компрессорной станции могут возникнуть внештатные аварийные ситуации, которые локализовать путем остановки одного ГПА или какого либо другого оборудования нельзя. К таким ситуациям относятся:

- пожар в машзале и галерее центробежных нагнетателей, который может перекинуться на соседние ГПА;

- разрывы газопроводов как на трассе, так и на территории КС, а также в случае прорыва газа через фланцы, прокладки и невозможности перекрыть газ запорной арматурой;

- любое возгорание на вспомогательном оборудовании, АВО газа, пылеуловителях, фильтр-сепараторах, блоках подогрева и подготовки топливного и пускового газа;

- стихийные бедствия, создающие угрозу оборудованию и жизни людей.

Эти ситуации можно предотвратить путем остановки компрессорной станции. Для этих целей на КС смонтирована система аварийного управления кранами и агрегатами, которая приводится в действие кнопкой, установленной на главном щите управления. Эта общестанционная система называется КАОС и расшифровывается: "Ключ-аварийной-остановки-станции". При создании аварийной ситуации и включении ключа КАОС происходит следующее:

- аварийно останавливаются все газоперекачивающие агрегаты, закрываются краны № 1 и 2 и открываются свечи № 3.

- одновременно закрываются краны № 7 и 8 и открываются свечи № 17 и 18, а весь газ с технологических коммуникаций стравливается через эти свечи. Кран № 20 можно открыть только после выравнивания давления до и после крана;

- кроме этого, сменный оперативный персонал обязан отключить импульсный, топливный и пусковой газ на узле подключения до и после крана № 20.

В случае отказов в перестановке любого из кранов № 7 и 8 и свечей № 17,18 оперативный персонал должен перекрыть охранные краны № 19 и 21 общестанционной системой управления "Вега" и свечи охранных кранов, обеспечить вручную дозакрытие или открытие кранов. Необходимость установки такой общестанционной системы объясняется тем, что тушить пожар и локализовать аварию можно только после отключения подачи газа и как можно быстрее его стравить из коммуникаций, чтобы очаги пожара или аварий не увеличивались.

Для проверки работоспособности этой системы в процессе эксплуатации раз в год перед плановой остановкой компрессорного цеха производится ее испытание по алгоритму, аналогичному аварийной ситуации.

В процессе эксплуатации раз в полгода необходимо производить испытания системы КАОС путем имитации, т.е. путем проверки поступления импульсного газа на узлы управления при отсоедененных рукавах высокого давления.

Ввиду важности данной системы все испытания должны быть оформлены актом установленной формы.

Глава 3. ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ, ДИАГНОСТИКА И СНИЖЕНИЕ ЭНЕРГОЗАТРАТ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ

3.1 Показатели надежности газоперекачивающих агрегатов

Одной из важнейших эксплуатационных характеристик газоперекачивающего агрегата является его надежность. Под понятием надежность агрегата понимается его свойство выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответствующих режимам и условиям использования, технического обслуживания, ремонтов, хранения и транспортировки.

Как видно из приведенного определения, надежность агрегата является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения и условий работы агрегата включает в себя такие понятия, как работоспособность, неисправность, наработка на отказ, ремонтопригодность. Надежность агрегата в общем случае определяется надежностью его элементов, систем, его обслуживающих, и характером их взаимодействия.

Под понятием работоспособность эксплуатации агрегата понимается способность агрегата выполнять заданные функции эксплуатации в пределах, допустимых нормативно-технической документацией и инструкциями по его эксплуатации.

Под понятием неисправность агрегата понимается состояние, при котором агрегат не соответствует хотя бы одному из требований, установленных нормативно-технической документацией, даже в том случае, если эта неисправность и не приводит сразу к отказу в его работе.

Под понятием отказ понимается событие, заключающееся в полной или частичной потере работоспособности агрегата. Поэтому безотказностью агрегата называется его свойство непрерывно сохранять работоспособность в течение заданного времени эксплуатации.

Отказы в работе агрегата на КС возникают по разным причинам: из-за недостатков в конструкции узла или агрегата, так называемые конструктивные отказы; из-за нарушения правил технологии изготовления или монтажа агрегата на станции, так называемые технологические отказы, и эксплуатационные отказы - из-за нарушения правил эксплуатации агрегатов на станции. Отсюда и возникает очень важное для эксплуатации понятие как наработка на отказ, одно из основных понятий надежности агрегатов при их эксплуатации на газопроводах.

Кроме приведенных определений отказов в работе оборудования, можно различать еще отказы систематические, полные, частичные, внезапные и постепенные.

К систематическим отказам можно отнести отказы элементов, узлов и обслуживающих вспомогательных систем ГПА, долговечность которых во много раз меньше, чем долговечность самого агрегата, например, работа систем разного рода уплотнений, износ масляных и воздушных фильтров и т.п., требующих периодического ремонта и замены; обычно эти дефекты устраняются на станции силами обслуживающего персонала.

Под понятием полного отказа понимается нарушение работоспособного состояния агрегата в целом, требующее длительной его остановки, замены или сложного ремонта.

Под понятием частичного отказа понимается состояние, после возникновения которого агрегат может использоваться по назначению, но с меньшей эффективностью, например, при разгерметизации регенераторов, утечке масла и т.п.

Внезапный отказ характеризуется скачкообразным изменением одного или нескольких параметров, определяющих работу ГПА. Внезапный отказ практически мгновенно переводит агрегат из работоспособного состояния в состояние отказа.

Постепенный отказ характеризуется монотонным изменением одного или нескольких заданных параметров ГПА, например, снижением мощности агрегата из-за износа узлов и деталей.

Под понятием долговечность понимается способность агрегата сохранять свою работоспособность при установленной системе технического обслуживания и ремонта до наступления предельного состояния. Под предельным состоянием агрегата понимается состояние, когда его дальнейшая эксплуатация должна быть прекращена вследствие неустранимого отклонения заданных параметров от установленных пределов или неустранимого снижения эффективности эксплуатации ниже допустимой, или неустранимого нарушения требований техники безопасности, или необходимости проведения капитального ремонта.

Под понятием ремонтопригодность агрегата понимается его приспособленность к предупреждению и обнаружению причин возникновения отказов, повреждений и устранения их последствий путем проведения ремонтов и технического обслуживания.

Под понятием сохраняемость понимается свойство агрегатов сохранять исправное и работоспособное состояние в течение хранения и после транспортировки.

В настоящее время оценка показателей надежности ГПА на газопроводах осуществляется системой показателей, основанных на определении времени нахождения агрегата в том или ином эксплуатационном состоянии: суммарном времени нахождения агрегата в работе за отчетный период ; времени нахождения агрегата в резерве ; времени нахождения агрегата в плановом ремонте ; времени вынужденного простоя агрегата за отчетный период . Обычно за отчетный период принимается календарный год

= 365 дней.

На основе сопоставления приведенных временных состояний агрегата и определяются показатели его надежности:

1. Коэффициент технического использования агрегата, определяемый как отношение времени пребывания ГПА в работе ко времени пребывания агрегата в работоспособном состоянии, времени его вынужденных простоев и ремонтов за рассматриваемый период эксплуатации

; (3.1)

2. Коэффициент готовности агрегата, определяемый как отношение времени нахождения ГПА в работоспособном состоянии к сумме времени нахождения его в рабочем состоянии и времени вынужденного простоя

; (3.2)

3. Коэффициент оперативной готовности, определяемый как отношение времени нахождения ГПА в работе или в резерве, к общему календарному отрезку времени

; (3.3)

4. Коэффициент, характеризующий среднюю наработку агрегата на число отказов () в отчетном отрезке времени:

; (3.4)

3. Коэффициент, характеризующий время восстановления работоспособности агрегата, определяемый как отношение общего времени вынужденного простоя ГПА к числу отказов за рассматриваемый отрезок времени:

. (3.5)

Опыт эксплуатации газотурбинных агрегатов на газопроводах показывает: численные значения коэффициентов технического использования для ГПА различных типов изменяются в диапазоне 0,75-0,95; коэффициент готовности в диапазоне 0,80-0,96; коэффициент оперативной готовности - в диапазоне 0,84-0,88.

Наработка газотурбинных ГПА на один отказ в целом по парку агрегатов находится в среднем за последние пять лет эксплуатации на уровне 2600-2900 ч. По типам агрегатов этот показатель, как один из основных показателей надежности ГПА в условиях эксплуатации, распределяется примерно следующим образом (табл. 3.1).

Таблица 3.1 Наработка на отказ у ряда ГПА с газотурбинным приводом

Тип ГПА	Количество ГПА, шт.	Наработка на отказ, ч
ГТ-750-6	100	4500
ГТ-6-750	140	9800
ГТН-6	80	11500
ГТК-10	790	7900
ГПУ-10	270	6200

Опыт эксплуатации агрегатов на газопроводах показывает, что в настоящее время к агрегатам нового поколения, поступающим на газопроводы, могут быть предъявлены следующие требования (не менее): коэффициент технического использования на уровне 0,93-0,95; коэффициент готовности на уровне 0,98-0,985; коэффициент наработки на отказ на уровне 3,5-4,5 тыс.ч; ресурс между средними ремонтами 10-13 тыс.ч; ресурс между капитальными ремонтами 20-25 тыс.ч; полный ресурс до списания ГПА 100 тыс.ч.

3.2 Техническая диагностика газоперекачивающих агрегатов

Диагностика происходит от греческого слова diagnostikos - способность распознавать. В соответствии с ГОСТ 20911-75 техническая диагностика призвана разрабатывать методы и приборы для определения технического состояния объектов диагностирования (агрегатов) по параметрам, характеризующим протекание процессов в этом агрегате.

В зависимости от постановки задачи можно различать следующие виды диагностики: функциональную, связанную с определением изменения основных энергетических показателей агрегата (например, его мощности и КПД); структурную, оценивающую характер и степень повреждений деталей механизма; визуальную, оценивающую причины разрушения деталей при их осмотре, и прогнозную, предсказывающую характер протекания износа деталей и время выхода их из строя.

В настоящее время в эксплуатационных условиях в той или иной мере применяют следующие виды диагностики: параметрическую, вибрационную, по анализу отработанного масла, оптические и акустические методы для обследования узлов и деталей ГТУ и др.

В условиях оценки состояния и работы ГТУ на газопроводах важное значение имеют практически все виды диагностики, прежде всего потому, что агрегаты на КС непрерывно работают в течение многих сотен и тысяч часов без остановки. Именно в этих условиях, не имея возможности в ряде случаев по технологическим причинам остановить агрегат, особенно важно оценить его текущее состояние и предсказать ход изменения его основных характеристик (мощность, КПД) на перспективу.

В условиях КС в настоящее время заложена постоянно действующая система замера параметров работающих агрегатов по ГТУ и нагнетателю. На станциях периодически измеряют параметры рабочего тела Р, Т по тракту ГТУ, параметры газа Р, Т по тракту нагнетателя, параметры окружающей среды. Однако на КС еще не организована до конца надежная система комплексной оценки состояния агрегатов, например, по мощности или по расходу топливного газа и т.п., прежде всего из-за сложности достоверного определения расхода рабочего тела по ГТУ или транспортируемого газа по нагнетателю.

Следует отметить, что состояние агрегатов можно и целесообразно оценивать не только значениями измеряемых параметров, такими как Р и Т, но и такими характеристиками, как шум, вибрация, утечки рабочего тела по тракту агрегата и т.д.

Шум работающего агрегата представляет собой хороший источник диагностической информации, характеризующий сложный спектр шумов аэродинамического и механического происхождения, изменяющийся в зависимости от изменения состояния двигателя. Как известно, основными источниками шума в работающем двигателе являются компрессор, процесс горения топлива в камере сгорания, газовая турбина, вращающиеся детали вспомогательных механизмов ГТУ, обслуживающих агрегат. Если в этих условиях определять составляющие спектра шума от агрегата и отслеживать его изменения во времени, то диагностирование ГПА по спектру шума может быть весьма эффективным в условиях эксплуатации для оценки состояния агрегата.

При работе газотурбинного агрегата все его узлы и детали совершают вынужденные и резонансные колебания механического и аэродинамического происхождения, что вызывает так называемую вибрацию двигателя. К источникам колебаний механического происхождения можно отнести разного рода соударения и взаимодействие различных деталей двигателя. Кисточникам колебаний аэродинамического происхождения можно отнести пульсацию потока газов по газовоздушному тракту ГТУ, турбулентность процесса горения топлива в камере сгорания и т.п.

В зависимости от конструктивного исполнения ГТУ, ее сборки и монтажа, условий эксплуатации, вибрация элементов установки может быть самой различной. В некоторых случаях вибрация может стать такой значительной, что заставит пойти на вынужденную остановку агрегата. В противном случае повышенная вибрация может привести к быстрому износу и разрушению узлов двигателя, прежде всего тех, которые в наибольшей степени подвержены вибрации (лопатки, подшипники, узлы крепления корпуса двигателя и т.п.)

Все это вместе взятое приводит к необходимости измерять на КС вибрацию каждой ГТУ, чтобы на базе большого числа замеров установить спектры характерных неисправностей двигателей и разработать критерии эффективной эксплуатации ГТУ на КС.

Кроме указанных методов, в условиях эксплуатации проводится диагностика температурного состояния деталей агрегата, прежде всего лопаток турбины, визуально-оптическая диагностика, позволяющая выявлять разрывы материала, трещины, неплотности, деформации, нарушение покрытий и изоляции камер сгорания, газовой турбины и т.п.

С помощью того или иного метода диагностики ГПА можно и весьма целесообразно прогнозировать изменение технического состояния агрегата с целью предупреждения вынужденных остановок ГПА, повышения эффективности их эксплуатации, определения видов и сроков проведения ремонтов.

Техническое состояние газоперекачивающего агрегата существенным образом сказывается на всей технологии транспорта газов по газопроводу. Можно всегда утверждать, что, если при данном расходе топливного газа по агрегату снизилась производительность нагнетателя, то при прочих равных условиях это могло произойти из-за ухудшения состояния ГТУ, нагнетателя или того и другого вместе.

Одним из основных направлений технической диагностики ГПА является метод параметрической диагностики, как наиболее перспективный и имеющий значительный опыт использования в авиационной и других отраслях промышленности. Основой метода параметрической диагностики является определение изменения параметров технического состояния агрегата или его отдельных элементов по изменению его технологических и топливоэнергетических показателей - мощности, производительности, КПД привода и нагнетателя в процессе эксплуатации.

Об изменении технического состояния агрегата или его отдельных элементов судят по изменению характеристик их рабочих режимов. Само изменение обычно оценивается сравнением характеристик, построенных для данного момента, и времени, принятого за исходное. В качестве исходного может быть принято время проведения стендовых, сдаточных или других видов испытаний агрегата. Неизменность характеристик агрегата будет говорить о его нормальном состоянии; "расслоение" характеристик будет свидетельствовать об изменениях, происходящих в ГПА.

В качестве количественных оценок смещения характеристик ГПА, ГТУ или нагнетателя иногда принимаются коэффициенты технического состояния по КПД или по мощности :

; , (3.6)

где - соответственно, КПД и мощность агрегата (нагнетателя) в данный момент времени; и - соответственно, КПД и мощность в исходном состоянии агрегата (нагнетателя) в начале их эксплуатации на КС или после проведения очередного ремонта. В условиях эксплуатации могут использоваться и другие показатели, определяющие изменения состояния ГПА и его элементов, в основе которых лежит принцип определения "расслоения" характеристик.

Технические сложности в непосредственном измерении мощности и, следовательно, КПД энергопривода и нагнетателя приводят к необходимости их определения косвенным путем, используя доступные и измеряемые параметры, такие как: давление, температура, расход рабочего тела, связанные между собой известными соотношениями термодинамики. На рис. 3.1 показана примерная схема измерений при проведении теплотехнических испытаний ГПА с двухвальным газотурбинным приводом и регенератором.

Рис. 3.1. Схема измерений при теплотехнических испытаниях ГПА

Опыт использования метода параметрической диагностики для оценки технического состояния эксплуатируемых ГПА показал, что для ее эффективного применения необходимо решить две принципиальные задачи:

- обеспечить необходимый объем и требуемую точность измерений параметров ГПА;

- разработать методическое и программное обеспечение для автоматизированных расчетов по определению технического состояния ГПА с использованием ПЭВМ.

Большинство эксплуатируемых ГПА имеют объем штатных измеряемых параметров, используемых для контроля и управления агрегата, достаточный для проведения его диагностических исследований. Однако общая точность применяемой штатной измерительной аппаратуры не удовлетворяет современным требованиям оценки технического состояния ГПА. На практике необходимо использовать лабораторные образцовые приборы. Характеристики некоторых из них представлены в табл. 3.2.

Следует заметить, что препарирование агрегата с использованием указанных измерительных приборов влечет за собой большой объем подготовительных работ, соизмеримый с объемом проведения непосредственно экспериментальных исследований.Что касается методического и программного обеспечения, то в настоящее время эта задача практически решена для всех типов ГПА, находящихся в эксплуатации. Использование метода параметрической диагностики для оценки технического состояния ГПА позволяет решить следующие задачи:

- оценить качество ремонта ГПА путем определения показателей его технического состояния до и непосредственно после вывода агрегата из ремонта;

- обосновать сроки проведения очередного ремонта ГПА;

- оперативно определить узел ГПА (ГТУ или ЦБН), явившийся причиной ухудшения технологических и топливо-энергетических показателей агрегата;

- определить фактические теплотехнические и газодинамические характеристики модернизированных ГПА (замена СПЧ нагнетателя, элементов проточной части ГТУ, установка - замена регенератора, совершенствование камеры сгорания и т.д.).

Таблица 3.2 Характеристики измерительных приборов для оценки состояния ГПА

Измеряемый параметр	Прибор, предел измерения	Класс точности (погрешность измерения)
Температура наружного воздуха, воздуха на выходе ОК, газа на входе и выходе нагнетателя, газа перед диафрагмой замерного узла технологического газа	Термометр лабораторный типа ТЛ-4, ГОСТ 215-73	± 0,1 + 0,2 С
Давление газа на входе нагнетателя, перед диафрагмой замерного узла	Манометр, образцовый 0.....60 кгс/см	кл. 0,4
Давление газа на выходе нагнетателя	Манометр, образцовый 0.....100 кгс/см	кл. 0,4
Давление воздуха за ОК	Манометр, образцовый 0.....16 кгс/см	кл. 0,4
Давление газа на выходе нагнетателя	Манометр, образцовый 0+..16 кгс/см	кл. 0,4
Частота вращения роторов ГТУ	Частотомер	кл. 0,4 ± 10 с

3.3 Определение технического состояния центробежных нагнетателей

Паспортные характеристики нагнетателей представляют собой, как отмечалось выше, зависимости приведенной внутренней мощности , политропического КПД и степени сжатия от приведенной объемной подачи газа .

Практика эксплуатации нагнетателей показывает, что в эксплуатационных условиях происходит сдвиг главным образом характеристик и . Особенно заметный сдвиг имеет характеристика , которую и следует выбирать за основную при оценке технического состояния нагнетателя. Практически отсутствует сдвиг характеристики .

В расчетной практике по определению показателей нагнетателя во многих случаях удобно использование и ряда других характеристик, получаемых на основе паспортных данных [5]. К таким характеристикам следует отнести:

1. Приведенную разность энтальпии газа

, кВт/(кг/мин); (3.7)

2. Приведенную удельную потенциальную работу сжатия газа

, кдж/кг; (3.8)

3. Разность температуры газа

,

где . (3.9)

Учитывая относительную стабильность характеристики , можно утверждать, что коэффициенты сдвига характеристик и практически одинаковы между собой и численно равны единице [12], т.е. характеризуют отсутствие сдвига. Коэффициенты сдвига характеристик и практически также равны между собой, но численно меньше единицы.

Основными причинами ухудшения технического состояния нагнетателя (уменьшение КПД и увеличение потребляемой мощности) являются следующие:

- эрозионный износ рабочих колес (70%);

- увеличение зазоров в уплотнениях покрывающего диска (20%);

- эрозионный износ лопаточных диффузоров и загрязнение проточной части (10%).

При уменьшении политропического КПД нагнетателя обеспечение постоянства выходных параметров (напора и расхода ) сопровождается пропорциональным увеличением потребляемой мощности. Как показывает практика, снижение в процессе эксплуатации может достигать 10% по абсолютной величине, что вызывает необходимость вести постоянный контроль за состоянием нагнетателя, особенно после проведения капитального ремонта.

Для определения коэффициента технического состояния нагнетателя необходимо, как показано выше, фактический КПД соотнести с паспортным (или исходным) при одинаковом расходе газа (= idem), хотя более правильно определять этот коэффициент, как отношение оптимумов КПД на фактической и паспортной (исходной) характеристике .

Однако на практике это трудно выполнимо, поскольку для этого необходимо определить экспериментальные характеристики нагнетателя в условиях КС.

3.3.1 Определение фактического политропического КПД нагнетателя

Фактический КПД нагнетателя может быть определен, в частности, следующими методами:

- с использованием термодинамических свойств природного газа и параметров газа по нагнетателю () [12];

- с использованием показателя изоэнтропы газа по методике ВНИИГАЗ.

Для расчета КПД по первому способу необходимо знать химический состав природного газа. На практике целесообразно использовать упрощенные эмпирические соотношения, предложенные в работе [12], для определения основных термодинамических величин природного газа по метану:

= ( 0,00012 - 0,0135 + 0,31) - 0,0463 +

+ 11,19, кД ж/кг · МПа; (3.10)

= (0,003 - 0,0009) + 0,11+ 2,08, кДж/кг·К; (3.11)

= (0,017+ 0,555) - 2,73 + 139,4, кДж/кг. (3.12)

По данным [12] эти же параметры для полного состава газа (содержание метана 94-100 %) могут быть определены соотношениями:

· (1,37 - 0,37); (3.13)

· (0,37 + 0,63); (3.14)

· (1,49 - 0,49), (3.15)

где - мольное содержание метана в долях единицы.

Тогда

; (3.16)

, (3.17)

где - среднее значение потенциальной функции при условиях входа и выхода; - степень сжатия

; (3.18)

= (0,37+0,63) [(0,003-0,0009)+

+ 0,11+ 2,08], кДж/кг · К; (3.19)

= (1,37 - 0,37) [(0,00012 - 0,0135+

+ 0,31) · - 0,463+ 11,19], кДж/кг · МПа; (3.20)

, °С;

, МПа;

, °С; (3.21)

, МПа.

Для определения фактического КПД по второму методу необходимо знать параметры газа на входе и выходе нагнетателя (Р, t), а также состав газа.

Задача определения сводится к использованию уравнения, широко применяемого при построении характеристик нагнетателя

; (3.22)

где - показатель политропического (внешнеадиабатного) процесса сжатия; - показатель адиабаты. При проведении ориентировочных инженерных расчетов его можно принимать = 1,30

, (3.23)

; (3.24)

где - коэффициент сжимаемости газа, определяемый по параметрам газа на входе либо по данным рис. 1.1, либо по соотношению

, (3.25)

- показатель адиабаты газа в его идеальном состоянии;

где - теплоемкость идеального газа; - универсальная газовая постоянная 8314 Дж/(моль·К) = 1,9858 ккал/моль·К; - мольная масса газа

, (3.26)

поправка на теплоемкость при постоянном давлении

; (3.27)

вспомогательная функция

; (3.28)

; ; = 162,8 · (0,613 + ),К; (3.29)

; = (47,9 - )0,0981, МПа; (3.30)

средняя температура газа в нагнетателе, °С

;

- относительная масса газа по воздуху; - соответственно, давление и температура газа на входе нагнетателя; - соответственно, давление и температура газа на выходе нагнетателя.

3.3.2 Определение паспортного (исходного) КПД нагнетателя

Паспортный политропный КПД нагнетателя, как показано выше, является функцией приведенного расхода газа . Сложность выявления паспортного значения КПД заключается в определении производительности нагнетателя, что связано:

- с отсутствием замерного узла расхода газа на нагнетателе;

- с отсутствием датчиков перепада давления газа на входном конфузоре нагнетателя и достоверного значения коэффициента расхода газа через него;

- с невозможностью точного измерения эффективной мощности газотурбинного привода.

Поэтому выбор метода определения паспортного значения КПД нагнетателя зависит от объема исходной информации, необходимой для расчета производительности нагнетателя.

При наличии замерного узла (погрешность определения производительности ±1-2%) задача сводится к определению приведенного расхода, используемого в качестве аргумента при аппроксимации функции полиномом вида

. (3.31)

Как показывает практика, зависимость необходимо аппроксимировать полиномом не менее 4-го порядка, а значения постоянных коэффициентов должны определятся с точностью до 3-го знака для обеспечения приемлемой точности расчета.

При наличии датчика перепада давления газа на входном конфузоре производительность нагнетателя определяется как

(3.32)

где - коэффициент расхода; - перепад давления газа на входном конфузоре, кгс/см; - плотность газа на входе, кг/м. Погрешность этого метода 5%.

При отсутствии прямого или косвенного измерения производительности следует использовать паспортную характеристику нагнетателя, при этом рабочая точка определяется приведенной относительной частотой вращения и степенью сжатия , однако точность определения производительности при этом очень низка (до 20%) из-за "расслоения" характеристики в эксплуатации.

При использовании обоих методов расчета фактического КПД нагнетателя для получения достоверных результатов необходимо производить измерения давления газа на входе и выходе нагнетателя образцовыми манометрами класса точности не ниже 0,4 и температуры газа с точностью 0,1-0,2 °С.

Ввиду относительной стабильности характеристики в эксплуатации коэффициент технического состояния нагнетателя по мощности можно принимать равным единице.

Пример 3.1. Определить техническое состояние нагнетателя типа 370-18-1, если режим его работы характеризуется следующими данными: давление газа на входе в нагнетатель = 6,03 МПа, давление газа на выходе нагнетателя = 7,4 МПа, температура газа на входе в нагнетатель = 30,2 °С, температура газа за нагнетателем = 49,1 °С, частота вращения силового вала = 4950 об/мин. Содержание метана в газе = 0,97.