1. Решение по первому способу

1. С использованием уравнения (3.12) определяем значение потенциальной функции () для метана:

= (0,017 · 6,03+0,555) · 30,2-2,73 · 6,03+139,4 = 142,795 кДж/кг · МПа;

= (0,017 · 7,4+0,555) · 49,1-2,73 · 7,4+139,4 = 152,625 кДж/кг · МПа.

С использованием уравнения (3.15) определяем значение потенциальной функции () для газа в целом:

= 142,795 · (1,49-0,49 · 0,97) =144,9кДж/кг · МПа;

= 152,625 · (1,49-0,49 · 0,97) = 154,86 кДж/кг · МПа;

= (144,9+154,86) / 2 =149,88 кДж/кг · МПа.

2. Потенциальная работа сжатия

= 149,88 · ln (7,4/6,03) = 149,88 · 0,204 = 30,575 кДж/кг.

3. Средние значения температуры и давления газа:

= (30,2+49,1)/2= 39,65 °С;

= (6,03+7,4) /2 = 6,715 МПа.

4. Средняя изобарная теплоемкость газа

= (0,37 + 0,63 · 0,97) · [(0,003-0,0009 · 6,03) · 39,65 +

0,11 · 6,03 + 2,08] = 2,9, кДж/кг · К.

3. По уравнению (3.13) определяем среднее значение комплекса

= (1,37-0,37 · 0,97)[(0,00012 · 49,1- 0,0135 · 49,1 +

0,31) · 6,715 - 0,0463 · 49,1 + 11,19] = 10,772 кДж/кг · МПа.

3. По уравнению (3.18) определяем разность энтальпий газа

= 2,9 · 18,9 - 10,772 · 1,37 = 40,05 кДж/кг.

7. Политропный КПД нагнетателя

= 30,575/40,05 = 0,763.

II. Решение по второму способу

1. По соотношению (3.23) определяем показатель политропического процесса сжатия

2. По соотношениям (3.29) и (3.30) определяем критические параметры газа (= 0,56):

=162,8 (0,613+0,56) = 190,96 К; = 1,59;

= (47,9-0,56)0,0981 = 4,644 МПа;

= 60,3/4,644 = 1,3.

3. По соотношению (3.25) определяем коэффициент сжимаемости газа по параметрам входа его в нагнетатель

4. По соотношению (3.27) определяем поправку на теплоемкость при постоянном давлении

· (0,41 + 0,02 · 1,3) = 0,843.

3. По уравнению (3.26) определяем показатель изоэнтропы в идеальном газовом состоянии

.

3. Вспомогательная функция определяется по уравнению (3.28)

7. По уравнению (3.24) определяем показатель изоэнтропы процесса сжатия

· (4,377 + 0,846 - 0,9 · 0,42 · 3,378) = 4,31.

8. Политропный КПД нагнетателя

 = 3,378/4,31 = 0,78.

Ввиду отсутствия данных по замеру производительности нагнетателя для определения паспортного КПД используем альбомную характеристику и

= 7,4 / 6,03 = 1,227,

По характеристике для = 0,992 и = 1,227 определяем = 460 м/мин, = 0,855,

тогда коэффициенты технического состояния нагнетателя, соответственно по первому и второму методам расчета составят:

;

3.4 Определение технического состояния ГПА с газотурбинным приводом

К основным характеристикам газотурбинного агрегата следует отнести прежде всего такие показатели, как относительный эффективный КПД ГТУ, ; относительное значение приведенной теплоты сгорания топлива

;

зависимость относительной приведенной температуры газов перед турбиной высокого давления от приведенной относительной эффективной мощности агрегата

;

где - расход топлива ГТУ; - низшая теплота сгорания топливного газа; - температура газов перед турбиной высокого давления; - температура воздуха на входе в осевой компрессор; - давление воздуха на входе в агрегат; индексом "о" отмечены параметры номинального режима работы.

Большинство ГТУ, эксплуатируемых на магистральных газопроводах, выполнены по двухвальной схеме с регенератором или без него и приводом нагнетателя от турбины низкого давления. Для такого типа ГТУ справедливы следующие обобщенные характеристики в зависимости от приведенной мощности, предложенные ВНИИГАЗ и представленные в относительной форме:

относительный эффективный КПД

; (3.33)

приведенный относительный массовый расход топливного газа

; (3.34)

приведенная относительная мощность ГПА

; (3.35)

относительная приведенная частота вращения ротора ТВД

; (3.36)

приведенный относительный расход воздуха через ОК

(3.37)

Следует отметить, что представленные зависимости справедливы для зоны оптимальных частот вращения силовой турбины, что, как правило, выполняется при согласовании параметров ГТУ и нагнетателя.

При значительном отклонении частот вращения силовой турбины от оптимальных следует использовать скоростную характеристику ГТУ, т.е. зависимость

при = const. (3.38)

Представленные выше характеристики можно использовать как для определения паспортного значения эффективной мощности, так и эффективного КПД агрегата.

Действительная эффективная мощность ГТУ часто определяется по мощности, потребляемой нагнетателем. Индикаторная мощность нагнетателя

, (3.39)

где - массовый расход газа через нагнетатель, кг/с; - теплоперепад на нагнетателе, кДж /кг.

Эффективная мощность ГТУ

, кВт, (3.40)

где - механические потери в подшипниках нагнетателя.

Теплоперепад по нагнетателю может быть подсчитан по уравнению (3.18) или с использованием следующего соотношения:

. (3.41)

Эффективный КПД ГТУ

. (3.42)

Пример 3.2. Для агрегата типа ГТК-10-4 с нагнетателем 370-18-1 определить техническое состояние ЦБН и ГТУ, мощность агрегата, расход топливного газа, эффективный КПД.

Режим работы агрегата характеризуется следующими исходными данными: давление газа на входе в нагнетатель = 5,3 МПа, давление на выходе = 6,3 МПа, температура на входе в нагнетатель = 19,9 °С, температура на выходе = 35,7 °С, частота вращения вала = 4730 об/мин.

Температура газов на входе в ТВД = 770 °С, температура воздуха на входе в осевой компрессор = 10 °С, давление воздуха на входе в осевой компрессор = 0,1 МПа.

Низшая теплота сгорания топливного газа = 33500 кДж/нм. Содержание метана в природном газе = 0,97.

Решение.

1. С учетом соотношений (3.12) и (3.15) определяются значения потенциальных функций по нагнетателю:

= (0,017 · 5,3 + 0,555) · 19,9 - 2,73 · 5,3 + 139,4 = 137,7 кДж/кг · МПа;

= (0,017 · 6,3 + 0,555) · 35,7 - 2,73 · 6,3 + 139,4 = 145,84 кДж/кг · МПа;

= 137,77 · (1,49 - 0,49 - 0,97) = 139,79 кДж/кг · МПа;

=145,84 · (1,49 - 0,49 · 0,97) = 148,0 кДж/кг · МПа;

= 143,9 кДж/кг · МПа.

2. По уравнению (3.17) определяется потенциальная работа сжатия по нагнетателю:

143,9 · In 6,3 / 5,3 = 143,9 · 0,173 = 24,87 кДж / кг.

3. Средние значения температуры и давления газа:

/ 2 = (19,9 + 35,7) / 2 = 27,8 °С;

2 = (5,3 + 6,3) / 2 = 5,8 МПа.

4. Средняя изобарная теплоемкость газа определяется по уравнению (3.14):

= (0,37+0,63·0,97)·[(0,003-0,0009·5,3)·27,8+0,11·5,3+2,08] = 2,56 кДж/кг·К.

3. Среднее значение комплекса определяется по уравнению (3.13)

= (1,37 - 0,37·0,97)·[(0,00012·35,7- 0135·35,7 +

+ 0,31)·5,8-0,0463·35,7+11,19] = 9,4 кДж/кг · МПа.

3. Разность энтальпии газа по нагнетателю определяется с использованием соотношения (3.18):

= (2,56 · 15,8) - 9,4 = 31,05 кДж/кг.

7. Политропный КПД нагнетателя

= 24,87 / 31,05 = 0,8.

Ввиду отсутствия замеров производительности нагнетателя паспортное значение следует определять по газодинамическим характеристикам нагнетателя, для чего определяем степень сжатия и приведенную относительную частоту вращения:

= 6,3 / 5,3 = 1,189;

Для = 1,189 и = 0,964 определяем:

= 0,84, = 508 м/мин.

Следовательно, коэффициент технического состояния нагнетателя



При решении поставленной задачи по второму способу теплоперепад на нагнетателе определяется с использованием соотношения (3.41):

;

,

где

;

;

;

;

;

;

.

Следовательно, теплоперепад по нагнетателю

кДж/кг.

Плотность газа на входе в нагнетатель

кг/м.

Расход газа через нагнетатель

кг/с.

Мощность, потребляемая нагнетателем,

кВт.

Эффективная мощность ГТУ:

; = 100 кВт; = 10147 кВт.

Относительная приведенная температура газа перед ТВД

.

Приведенная относительная мощность

Эффективная мощность ГТУ (паспортная)

 кВт.

Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности

Теплота сгорания топлива с учетом ухудшения технического состояния ГТУ

Следовательно, расход топливного газа по ГТУ

м/ч.

КПД ГТУ:

3.5 Диагностирование ГПА в процессе работы и при выполнении ремонта

В объеме контроля параметров работы ГТУ эксплуатационный персонал в ряде случаев ведет замер и анализ температурного поля в пределах газовой турбины. В зависимости от типа ГТУ контролирующие термопары устанавливаются перед рабочими лопатками ТВД или за лопатками силовой турбины.

Проводя анализ температурного поля, можно сделать выводы по состоянию камеры сгорания, сопловых аппаратов ТВД и ТНД.

Идеальным считается вариант, когда окружность температурного поля имеет правильную форму, без пиков как на увеличение, так и на уменьшение температуры. Однако в реальных условиях идеальной окружности по температурному полю добиться невозможно, поэтому каждый тип ГТУ имеет допуск на разницу температур между min и mах.

На рис. 3.2 приведена диаграмма температурного поля агрегата ГТК-25И.

Рис. 3.2. Распределение температурного поля на выхлопе турбины ГТК-25И (вид на турбину со стороны ЦБН): А - термопары (№ 1-12); Б - изотермы на диаграмме

Газоперекачивающий агрегат ГТК-25И имеет 12 трубчатых (индивидуальных) камер сгорания, одну ступень ТВД и одну ступень ТНД. Замер температурного поля производится за ТНД, где установлены по окружности 18 термопар из хромеля-алюмеля. Показания термопар заведены в систему автоматической защиты по перекосу температурного поля. Также эксплуатационный персонал контролирует визуально на показывающем мониторе величину температуры выхлопа по всем термопарам. Ежедневно записывая показания термопар и строя эпюры температурного поля, эксплуатационный персонал анализирует статистический материал состояния газовоздушного тракта и камер сгорания ГТУ. Исходя из анализа планируется объем работы и определяются узлы, требующие тщательной поверки или замены.

Например, имеется пик низкой температуры на термопаре № 2. По заводской инструкции определяется камера сгорания, которая могла бы дать эту температуру. Как правило, на этой камере сгорания обнаруживается закоксование сопел топливной форсунки.

В турбоагрегатах ГТК-10И температурное поле оценивается по показаниям термопар, устанавливаемых в выхлопной шахте. Температура газов, отходящих от турбины, измеряется 18 термопарами, 12 из которых являются рабочими и подают постоянный сигнал в систему регулирования, а 6 - контрольными и служат для срабатывания системы защиты.

Рекомендации заводов-изготовителей и накопленный опыт эксплуатации позволяют утверждать, что состояние участка горения можно считать удовлетворительным, если разность между любой из измеренных температур и средней температурой на выхлопе будет не более 20 °С.Провалы температуры чаще всего бывают вызваны дефектами в переходных патрубках в виде трещин большой длины или обрыва части уплотнительных пластин. Эти дефекты вызывают нарушение теплового баланса горения из-за интенсивного перетекания в зону горения воздуха из осевого компрессора.

Другим признаком, указывающим на возможный дефект переходного патрубка, может являться перегрев пламяперекидной трубы, обычно наблюдаемый как свечение участка, расположенного на входе в жаровую трубу. Явление перегрева связано с периодическими перетоками газов из камеры сгорания с номинальным давлением в камеру сгорания с пониженным давлением.

Основная опасность перекоса температурного поля заключается в неравномерности воздействия температуры газа на рабочую лопатку. Известно, что действие температуры на тело вызывает в нем температурные деформации расширения при нагреве, и сжатия - при охлаждении. Допустим, что рабочее тело, выходящее из одной камеры сгорания, имеет более низкую температуру, чем у соседних. Тогда рабочая лопатка ротора, которая является самым нагруженным элементом турбины, входя в зону действия дефектной камеры, будет сжиматься, и, выйдя из нее, расширяться в зоне работы нормальной камеры сгорания. Это расширение-сжатие будет происходить с частотой вращения ротора. Под действием термоциклических деформаций быстро начинают развиваться усталостные микротрещины, и достаточно минимального внешнего воздействия в виде удара инородных частиц, чтобы произошел обрыв части пера лопатки, который ведет за собой лавинообразное разрушение соседних лопаток турбины.

Диагностика температурного поля на выхлопе турбины дает возможность проследить динамику изменения состояния зоны горения и определить влияние мероприятий ремонтного характера на состояние температурного поля.

На компрессорных станциях в системе подготовки масла к его использованию в ГПА организована очистка и контроль чистоты масла. Турбинное масло обычно проверяется на содержание воды и визуально - на мехпримеси. В качестве диагностирующих приборов на компрессорных станциях нашли применение приборы контроля жидкости типа ПКЖ-904В, выпускаемые конверсионными предприятиями. Принцип работы прибора заключается в том, что порционный объем масла с контролируемой скоростью и температурой проходит через фотодатчик с высокими разрешающими характеристиками. Фотодатчик улавливает и фиксирует количество загрязнений и результат выдает на монитор. На мониторе показывается число инородных частиц в каждом контролируемом диапазоне их размеров. По результатам контроля класс чистоты жидкости выбирается из табл. 3.3 (ГОСТ 17216-71 "Промышленная чистота. Классы чистоты жидкостей").

Таблица 3.5 Классы чистоты турбинного масла в зависимости от его загрязнения

Частицами загрязнений считаются посторонние инородные тела, включая смолообразование, органические частицы, колонии бактерий и продукты их жизнедеятельности.

Воздушные пузырьки могут быть также приняты за инородное тело, поэтому одно из требований подготовки масла состоит в обязательном отстое его до полного удаления пузырьков.

На компрессорных станциях подготовка масла и очистка его в масляных фильтрах ГПА соответствует классу чистоты 9-10.

Применение указанных выше приборов позволит оперативно и качественно получать результаты анализа чистоты используемого масла и в случае стабильного роста мехпримесей в масле принять меры к устранению дефекта, вызывающего загрязнение, а также провести дополнительную очистку маслоочистительной установкой.

Используя бороскопы, можно провести быстрое, высококачественное визуальное диагностирование и исследование труднодоступных полостей газоперекачивающего оборудования без разборки и вскрытия ГПА.

На компрессорных станциях применяется эндоскопическое оборудование типов ЭТГ-202, ЭТГ-205 (отечественного производства), а также различные модели импортного производства. В комплект оборудования входят гибкие волоконно-оптические фиброскопы, жесткие бароскопы, блок управления (питания), окуляр. На конце гибкого фиброскопа или жесткого бороскопа установлена призма, передающая изображение к наружному окуляру. Для освещения объекта используется свет от блока управления, который передается по гибкому волоконному световоду. Для проведения эндоскопирования проточной части газотурбинного агрегата в корпусе предусмотрены отверстия с заглушками. Схема расположения отверстий обычно обозначена в заводской инструкции к агрегату. Эндоскопирование проводится для обнаружения коррозии, трещин, эрозии и инородных предметов в проточной части ГТУ и элементов камеры сгорания. Схема осмотра ГТУ бороскопом показана на рис. 3.3.

Результаты ревизии с указанием мест расположения и характера дефектов заносят в специальный формуляр. Результаты эндоскопирования учитываются при планировании объемов ремонтных работ.

Газоперекачивающий агрегат, как правило, находится в постоянной эксплуатации; наработка с момента пуска до останова доходит до несколько тысяч часов. За этот промежуток времени узлы подшипников, уплотнения и различные зубчатые пары навесного оборудования имеют механические износы. Величина этих износов, естественно, влияет на сроки вывода агрегата в ремонт. При наличии информации о состоянии узлов и деталей по контролируемым параметрам, таким как вибрация, температура подшипников, а также замер мощности и КПД, важным дополнением к определению технического состояния ГПА является контроль времени выбега роторов ГТУ. Замер времени выбега производится с момента прекращения горения топлива до снижения частоты вращения ротора до 100 об/мин. Эта частота обусловлена порогом чувствительности индукционных датчиков частоты вращения, получивших широкое применение в качестве датчиков скорости на ГТУ. Сигнал о прекращении горения определяется по датчику пламени в камере сгорания или по закрытию топливного клапана. Для электроприводных агрегатов - с момента отключения электроэнергии.

Для электроприводных агрегатов при определении времени выбега полный останов ротора приводного электродвигателя обычно фиксируют визуально. Причем здесь, в связи с наличием механической связи всех валоприводов установки, время выбега зависит от наличия газа в технологическом контуре ГПА.Время выбега ротора регламентировано паспортными данными завода-изготовителя ГПА.

К снижению времени выбега роторов ГТУ может привести:

- ухудшение состояния подшипниковых узлов (узлов трения);

- заедание в зубчатых парах навесного оборудования.

В условиях работы ГТУ вся мощность, расходуемая в подшипниках, практически целиком превращается в теплоту, что приводит к повышению его рабочей температуры. При некоторой температуре, называемой предельной, работа подшипника на допускаемой частоте вращения становится ненадежной. Это объясняется прежде всего тем, что при повышенной температуре ухудшается смазка деталей подшипника, снижается надежность и несущая способность подшипника. Может произойти и разрыв масляного клина, что приведет к появлению натиров.

Заедание наблюдается при работе зубьев без смазки, при недостаточной вязкости масла, при снятии масляной пленки острой кромкой зубьев при входе в зацепление, при выдавливании масла с рабочих поверхностей зуба при большой нагрузке.

Рис 3.3 Осмотр ГТУ бороскопом:

1 - осевой компрессор; 2 - камера сгорания; 3 - направляющие и рабочие лопатки ТВД; 4 - направляющие и рабочие лопатки ТНД; 5 - отверстие с заглушкой; 6 - бороскоп; 7 - перископическая призма; 8 - гибкий линзовый канал; 9 - окуляр; 10 - подсветка

К заеданию в зубчатой паре и повреждению подшипников приводит и наличие абразивных частиц в масле. Все это может сказываться на времени выбега ротора.

3.6 Причины увеличения энергетических затрат на транспорт газа и пути их снижения

В настоящее время в связи с переходом к рыночной экономике и ростом цен на электроэнергию доля электроприводных ГПА в общем объеме эксплуатируемых агрегатов в газовой промышленности уменьшается, а доля газотурбинных ГПА несколько увеличивается, что приводит к увеличению затрат природного газа на его транспортировку.

Известно, что основное потребление природного газа на собственные нужды КС приходится на топливный газ, используемый в качестве топлива в газотурбинной установке и составляющий примерно 8-10 % общего объема транспортируемого газа. В связи с этим основная задача снижения энергетических затрат на КС заключается прежде всего в экономии топливного газа на собственные нужды КС магистральных газопроводов.

Газотурбинные установки, используемые в качестве привода нагнетателя природного газа, наиболее чувствительны к изменению технического состояния своих элементов по сравнению с другими типами тепловых двигателей. С ухудшением технического состояния ГТУ для обеспечения мощности, необходимой для транспорта одного и того же объема газа, как правило, требуется увеличение расхода топливного газа. Основными источниками ухудшения технического состояния ГТУ являются:

- загрязнение проточной части осевого компрессора;

- увеличение радиальных зазоров в турбомашинах и в концевых уплотнениях;

- коробление и прогар жаровой трубы камеры сгорания и, как следствие, увеличение неравномерности температурного поля на входе в турбину;

- утечки воздуха в регенераторе.

Загрязнению проточной части компрессора подвержены практически все типы эксплуатируемых ГПА, причем разные типы ГТУ в одинаковых условиях по интенсивности загрязнения имеют различное снижение мощности. Например, агрегаты ГТК-25И и ГТК-10И, имеющие постоянную частоту вращения турбокомпрессора, наиболее чувствительны к загрязнению проточной части компрессора. Практикой установлено, что наибольшую эффективность восстановления параметров ГТУ имеет периодическая чистка компрессора через каждые 1-2 тысячи часов наработки, при этом удается восстановить до 80 % снижения мощности ГТУ.

Увеличение радиальных зазоров в турбомашинах и концевых уплотнениях связано главным образом с несовершенством конструкции и повышенной чувствительностью к режимам пуска и остановки, то есть к резким изменениям температуры рабочего тела. В качестве примера на рис. 3.4 показаны характеристики ГПА ГТН-25-1, установленного на КС "Донское", снятые экспериментально в начале эксплуатации и после 2400 ч наработки. Как видно, за время эксплуатации произошло снижение практически всех показателей ГПА. Приведенная мощность ГТУ снизилась на ~ 4 МВт, КПД установки - на 0,5-0,6 % и т.д. После разборки агрегата было обнаружено, что основной причиной снижения мощности явилось увеличение радиальных зазоров в турбине низкого давления.

Опыт эксплуатации ГТУ регенеративного цикла с использованием пластинчатых регенераторов показал, что они являются дополнительным источником потерь мощности из-за потери герметичности регенераторов. Восстановление мощности ГТУ в этом случае практически невозможно из-за неремонтопригодности регенераторов в станционных условиях.

В настоящее время в рамках модернизации ГПА производится замена пластинчатых регенераторов на трубчатые, имеющие степень регенерации 0,8. Преимущества конструкции трубчатых регенераторов заключаются в возможности свободного перемещения трубок с горячим теплоносителем относительно корпуса регенератора, что снимает температурные напряжения в местах их крепления к трубным доскам, а следовательно, исключает их поломку. Кроме того, трубчатые регенераторы допускают возможность их ремонта в условиях КС, в частности, путем заварки и исключения из работы негерметичных трубок. Примерами трубчатых регенераторов могут служить: регенератор РВП-2400 Подольского машиностроительного завода, устанавливаемый на ГТ-750-6, и регенератор фирмы "Нуово-Пиньоне", используемый при реконструкции ГТК-25И.

Рис. 3.4. Характеристики агрегата ГТН-25-1: на начало эксплуатации; после наработки = 2400 ч

К ухудшению технического состояния ГТУ приводят коробление и прогар жаровой трубы камеры сгорания, в результате чего увеличивается неравномерность температурного поля и, как следствие, снижение мощности ГТУ за счет дополнительного ограничения температуры газа перед турбиной высокого давления.

Причиной увеличения энергетических затрат, не являющейся следствием ухудшения технического состояния ГТУ, является подогрев воздуха на входе осевого компрессора. Подогрев циклового воздуха происходит при включении антиобледенительной системы, а также при установке на входе ГТУ маслоохладителей. Принцип работы антиобледенительной системы заключается в подаче горячего сжатого воздуха, отбираемого за компрессором (регенератором), или продуктов сгорания, отбираемых на выходе ГТУ и подаваемых на вход осевого компрессора. Начальная температура циклового воздуха при этом повышается на 3-10 °С в зависимости от типа ГТУ и количества отбираемого воздуха (продуктов сгорания). Расчеты показывают, что увеличение температуры воздуха на входе ГТУ на 1 °С практически для всех типов ГПА приводит к снижению относительной располагаемой мощности на 1,2-1,5 % и относительного эффективного КПД на 0,46-0,65 %.

Эффективность транспорта газа определяется также и техническим состоянием нагнетателя (см. раздел 3.5). Кроме того, как показывает анализ эксплуатации нагнетателей, режимы их работы не всегда соответствуют оптимальным значениям по КПД, что связано с несогласованностью характеристик нагнетателя и газопровода. На рис. 3.5 в качестве примера показана область эксплуатационных режимов нагнетателя 2Н-25-76-1,44 на КС "Донское". Режимы работы нагнетателя характеризуются низкими степенями сжатия = 1,21,27, КПД = 0,710,77 и лежат в области повышенных расходов газа. Отношение фактического КПД нагнетателя к его номинальному значению является режимным коэффициентом и в данном случае составляет

Очевидно, что работа нагнетателя в указанной области его характеристики приводит к перерасходу топливного газа и для согласования характеристик нагнетателя и газопровода в данном случае необходимо использовать сменную проточную часть нагнетателя с оптимизацией его работы в области фактических расходов транспортируемого газа.

Эффективность транспорта газа может быть повышена путем введения ряда мероприятий непосредственно на КС. К ним относятся:

- обновление парка ГПА;

- охлаждение транспортируемого газа;

- утилизация теплоты уходящих газов ГТУ;

- перевод нерегенеративных ГТУ на регенеративные;

- подогрев топливного газа и др.

В настоящее время на КС магистральных газопроводов эксплуатируются еще агрегаты первого поколения (1958-1968 гг. выпуска), уже не выпускаемые промышленностью и имеющие низкий КПД (20-22%), что приводит к существенному перерасходу топливного газа. Замена и установка новых отечественных ГПА второго и третьего поколений (1970-1985 гг. вьшуска), имеющих более высокий уровень КПД (24-30%) не обеспечило ощутимого снижения расхода топливного газа, прежде всего из-за значительного ухудшения технического состояния эксплуатируемых агрегатов. Так, например, коэффициент технического состояния ГТУ по мощности, таких как ГПА-Ц-6,3 и ГТ-6-750, оценивается в настоящее время величинами 0,8-0,84 и 0,8-0,82, соответственно. В последнее время большое внимание уделяется обновлению парка ГПА с использованием более мощных (16-25 МВт) и имеющих более высокий уровень КПД 32-36 % агрегатов. К таким агрегатам в первую очередь относятся ГТН-25-1, ГПА-Ц-6,3 с двигателем НК-14, ГПА-Ц-16 с двигателями АЛ-31, ПС-90, НК-38СТ и др.

Рис. 3.5. Характеристики серийного нагнетателя 2Н-25-76-1,44:

1 , 2 - области работы нагнетателя на КС "Донское"; ххх - экспериментальные точки

Как отмечалось выше, газодинамические характеристики нагнетателей ухудшаются в процессе эксплуатации, поэтому, наряду с заменой ГПА на более совершенные, осуществляется и замена сменных проточных частей нагнетателей с получением более высоких КПД и пологой характеристикой по эффективности в широком диапазоне изменения производительности нагнетателя.

Не менее важную роль в снижении энергетических затрат на транспорт газа играет снижение температуры транспортируемого газа. С понижением температуры газа уменьшается работа сжатия газа в нагнетателях, а следовательно, снижается расход топливного газа. Снижение температуры газа до температуры грунта позволяет сэкономить до 20% топливного газа. Для уменьшения температуры газа целесообразно повысить эффективность системы охлаждения путем совершенствования газодинамических характеристик вентиляторов и теплотехнических характеристик теплообменных аппаратов АВО газа.

Утилизация теплоты уходящих газов ГТУ является самым распространенным способом повышения эффективности использования ГПА на КС. Применяемые утилизаторы, как правило, используются для обеспечения отопления жилых поселков и получения горячей воды. Особенностью такого использования утилизируемой теплоты является сезонность и малая часть ее потребления, составляющая 7-12 % общего количества располагаемой теплоты газотурбинных ГПА.

Наиболее эффективный способ использования теплоты отходящих газов ГТУ - регенеративный подогрев циклового воздуха, поступающего в камеру сгорания ГТУ. Для реализации регенеративного цикла используются теплообменные аппараты-регенераторы, эффективность которых определяется степенью регенерации

(3.43)

где - температура газа на выходе силовой турбины; - температура воздуха за регенератором; - температура воздуха за компрессором.

ГПА второго и третьего поколений (ГТ-750-6, ГТК-10), снабженные пластинчатыми теплообменниками, имеют степень регенерации = 0,670,7, что соответствует экономии топливного газа в лучшем случае на 12-15 % по сравнению с безрегенеративной ГТУ, имеющей КПД = 2527%.

Современные регенераторы, имеющие степень регенерации 0,8, при тех же условиях позволяют сэкономить до 25-30% и больше топливного газа. Однако переход безрегенеративных ГТУ на регенеративные не всегда возможен для эксплуатируемых ГПА отечественного производства и сопровождается уменьшением мощности ГТУ из-за дополнительных гидравлических потерь в газовой и воздушной полостях регенератора. Решение задачи использования регенеративных ГТУ на КС должно осуществляться в каждом конкретном случае индивидуально.

Другим направлением утилизации теплоты отходящих газов является ее использование для выработки электроэнергии путем применения паротурбинных агрегатов, имеющих достаточно высокий уровень КПД - до 42% и выше. Практическая реализация этого направления осложняется по двум причинам:

- достаточно большие капиталовложения;

- отсутствие надежного потребителя вырабатываемой электроэнергии (кроме энергозатрат на собственные нужды КС).

Не менее важным направлением повышения эффективности КПД ГТУ является подогрев топливного газа за счет использования теплоты отходящих газов путем установки в выхлопном тракте ГТУ подогревателя топливного газа.

Подогрев газа вследствие испарения жидких фракций попутного конденсата способствует увеличению полноты сгорания горючей смеси: осушенного и подогретого топливного газа с первичным воздухом. Увеличение полноты сгорания топлива в свою очередь способствует уменьшению неравномерности температурного поля перед турбиной, возможности прогара жаровой трубы камеры сгорания и соплового аппарата лопаток ТВД.

3.7 Турбодетандер

Одним из направлений снижения технологических потерь транспорта газа является рациональное использование энергии, теряемой при снижении давления газа на газораспределительных станциях (ГРС) и при подготовке топливного газа. Снижение давления традиционно происходит дросселированием технологического газа. Использовать энергию газового потока, высвобождаемую при снижении давления газа, можно путем применения турбодетандера, представляющего собой газовую турбину, работающую на перепаде давления дросселируемого газа.

Применение турбодетандера позволяет получить полезную мощность, используемую, например, для выработки электроэнергии.

Величина вырабатываемой мощности зависит от степени понижения давления и расхода газа в турбодетандере. На рис. 3.6 представлена примерная зависимость мощности турбодетандера от степени понижения давления газа и числа работающих на номинальном режиме ГПА-Ц-16 (расхода топливного газа), из которой следует, что при ограничении давления на выходе турбодетандера 3 МПа и давления в газопроводе 5,40 и 7,35 МПа при работе одного ГПА можно получить полезную мощность ~100 и ~120 кВт, соответственно.

При работе пяти ГПА-Ц-16 полезная мощность при тех же степенях понижения давления газа увеличивается соответственно до 240 и 300 кВт.

Рис. 3.3. Зависимость мощности ПЭГА от числа работающих ГПА-Ц-16 и степени понижения давления

Процесс расширения газа в турбине турбодетандера сопровождается понижением его температуры; поэтому, если обеспечить теплообмен между воздухом, отбираемым за осевым компрессором ГТУ, и топливным газом, можно осуществить подогрев топливного газа и тем самым получить его экономию до 10-12 %.

Конструктивное исполнение турбодетандера совместно с электрогенератором и системой регулирования представляет собой пневмоэлектрогенераторный агрегат (ПЭГА), структурная схема которого представлена на рис. 3.7. Там же схематично показан график изменения давления и температуры газа в турбине и проточная часть турбины. Работа ПЭГА заключается в следующем. Газ из магистрального газопровода через управляемый кран К и дозатор Д поступает к сопловому аппарату СА газовой турбины. В сопловом аппарате увеличивается скорость газа за счет снижения давления (потенциальная энергия газа преобразуется в кинетическую). Газ воздействует на рабочие лопатки турбины, создает окружное усилие на рабочем колесе ротора, который через упругую муфту приводит во вращение электрогенератор Г. Частота вращения ротора генератора поддерживается центробежным регулятором путем изменения подачи газа в турбину с помощью дозирующего элемента дозатора Д. При высоких давлениях >3 МПа рабочего газа осуществляется непрерывное автоматическое регулирование подачи газа с помощью дозатора. В случае снижения давления газа ниже 3 МПа (ГРС) и необходимости увеличения мощности включается дискретное регулирование, увеличивая расход газа через кран К.

Рис. 3.7. Структурная схема ПЭГА (а) и схема проточной части турбины (б):

ТД - турбодетандер; Г - генератор; Д - дозатор газа; РЧВ - регулятор частоты вращения; СА - сопловой аппарат; РК - рабочее колесо; НА - направляющий аппарат

3.8 Применение сменных (регулируемых) входных направляющих аппаратов для изменения характеристик ЦБН

Опыт эксплуатации газопроводов показывает, что при использовании нерегулируемых по частоте вращения ГПА с электроприводом типа СТД-12500, СТД-4000 возникают режимы работы с превышением предельно допустимой потребляемой мощности нагнетателя, либо с превышением предельного значения выходного давления. Для исключения таких режимов необходимо снизить напор нагнетателя, что при постоянной частоте вращения нагнетателя трудновыполнимо. С другой стороны, на ряде КС может значительно снижаться давление на входе, что приводит к недозагрузке ГПА по мощности, и в этом случае, наоборот, необходимо повысить напор нагнетателя, что также трудновыполнимо для указанного типа ГПА. Следует отметить, что для регулирования напора нагнетателя в рассматриваемых случаях возможно использовать дросселирование газа на входе или выходе нагнетателя, а также байпасирование газа с выхода на вход нагнетателя, управляя одним из кранов на входном участке. Однако анализ экономической эффективности указанных способов регулирования показывает на их неприемлемость.

Для решения задачи регулирования напора, а следовательно, и мощности, потребляемой нагнетателем при использовании нерегулируемого по частоте вращения ГПА, применяются сменные или регулируемые входные направляющие аппараты (ВНА) нагнетателя. В основу такого метода регулирования положена возможность изменения момента количества движения на входе ЦБН. При отклонении (закрутке) потока газа по направлению вращения рабочего колеса происходит уменьшение теоретического напора (положительная закрутка), а при отклонении потока газа в сторону, противоположную вращению рабочего колеса - увеличение напора (отрицательная закрутка). На рис 3.8 показаны характеристики, представляющие собой зависимость относительной мощности от относительной производительности нагнетателя для различных способов регулирования, из которого следует, что по экономичности способ регулирования входными направляющими аппаратами занимает промежуточное положение между регулированием частотой вращения и дросселированием. Для реализации указанного метода регулирования ВНИИГАЗ разработал поворотный входной направляющий аппарат для электроприводных нагнетателей типа "280". Конструктивно привод лопаток ВНА осуществляется от управляемого электропривода типа ЭПВ-10 через зубчато-червячную передачу. Угол установки лопаток контролируется с помощью сельсина, встроенного в электропривод. Диапазон регулирования по углам установки лопаток составляет от -35° до + 35 °С. Испытания нагнетателя с ВНА показали, что его установка при нулевом угле закрутки потока газа приводит к снижению напора на 3% и КПД на 2% в области оптимальной объемной производительности по сравнению с нагнетателем без ВНА. В области увеличенного расхода снижение КПД и напора увеличивается в связи с ростом потерь, пропорциональных квадрату объемной производительности. Однако за счет перемещения максимума КПД по расходу в сторону меньшей и большей производительности при повороте лопаток ВНА, эксплуатационное значение КПД нагнетателя изменяется на значительно меньшую величину. На рис. 3.9 показаны характеристики нагнетателя типа "280" с поворотным ВНА.

Для изменения режима работы нагнетателя на длительный период, т.е. с учетом сезонной неравномерности потребления газа, целесообразно применять сменные проточные части ВНА с фиксированными углами установки лопаток ВНА. Разработанные ВНИИГАЗ сменные ВНА для нагнетателей типов "370" и "260" имеют жесткую конструкцию, лопатки ВНА изготовлены из листовой стали и закреплены с обоих концов. С помощью фланцевого соединения ВНА крепится на всасывающей камере нагнетателя. Экспериментальные исследования нагнетателей со сменными ВНА, проведенные в условиях КС, показали, что для нагнетателей типов "370" и "260" практически можно использовать один аппарат с углом установки лопаток =37°, обеспечивающий повышение напора нагнетателя и, соответственно, загрузки привода по мощности в зоне оптимальных объемных расходов на 10-15%. Положительный эффект от установки регулируемого ВНА в нагнетателе можно получить и при газотурбинном приводе в том случае, если необходимо расширить диапазон плавного регулирования, выравнить нагрузку при последовательной работе нагнетателей, обеспечить равномерность расхода газа по параллельным группам.



Рис. 3.8. Кривые регулирования центробежного компрессора различными способами:

1 - изменение частоты вращения привода; 2 - регулируемый входной направляющий аппарат; 3 - дросселирование газа на входе; 4 - дросселирование газа на выходе; 5 - байпасирование газа с выхода на вход

Рис. 3.9. Характеристики нагнетателя типа "280" с поворотным ВНА (диаметр колеса 620 мм): 1 - = 0°; 2 - = - 35°; 3 - = +35°

3.9 Измерение расхода газа

Одной из важнейших задач при транспортировке газа является измерение расхода газа, причем учет расхода газа на магистральных газопроводах необходим не только для коммерческих расчетов, но и как технологический параметр режима работы системы дальнего транспорта газа.

Основным методом измерения количества транспортируемого природного газа является метод определения перепада давления на сужающих устройствах, в качестве которых используются разного рода измерительные диафрагмы, сопла, трубки Вентури и т.д.

В качестве приборов определения расхода газа применяются и дифференциальные сильфонные самопишущие манометры (ДСС), и более современные микропроцессорные измерительные комплексы, например "Суперфлоу-II".

Формула для определения расхода газа имеет следующий вид:

, (3.1)

где - расход газа при нормальных условиях (= 1,0332 кгс/см, = 293,15 К), м/ч; - перепад давления на диафрагме, кгс/см; - температура газа, К; - коэффициент сжимаемости газа, характеризующий отличие реального газа от идеального; - коэффициент расхода сужающего устройства; - поправочный множитель на расширение измеряемой среды (коэффициент расширения); - плотность газа при нормальных условиях; - диаметр отверстия диафрагмы, мм.

Перечень формул, а также таблицы и графики, по которым определяются различные поправочные коэффициенты, входящие в формулы расчета газа (3.1), приведены в Правилах измерения расхода газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами РД 50-213-80. В этих Правилах также определены требования к исполнению и установке сужающих устройств на участках трубопроводов, требования к установке дифманометров и т.д.

Важнейшим преимуществом метода перепада давления является возможность поверки и аттестации первичных преобразователей расчетным путем по геометрическим данным сужающих устройств. Аттестация вторичных преобразователей производится стандартными методами.

Принцип действия ДСС основан на зависимости между измеряемым перепадом давления и упругой деформацией винтовых цилиндрических пружин, сильфонов или торсионной трубки. С помощью системы рычагов эта зависимость преобразуется в показание стрелки самопишущего прибора.

Микропроцессорные измерительные комплексы являются более современными, точными и надежными системами учета расхода газа. Общий вид измерительного трубопровода с диафрагмой и микропроцессорным измерительным комплексом приведен на рис. 3.18.

Стандартный измерительный комплекс ("Суперфлоу-II") состоит из датчиков давления, перепада давления и температуры. Принцип действия комплекса основан на измерении перепада давления, давления, температуры и непрерывном автоматическом вычислении расхода и объема природного газа в соответствии с Правилами измерения расхода газа и жидкостей стандартными сужающими устройствами РД 50-213-80.

Рис. 3.18. Структурная схема системы измерения расхода газаметодом перепада давления

Структурная схема комплекса "Суперфлоу-II" изображена на рис. 3.19. Сигналы от отдатчиков поступают на входы 1-7 вычислителя. При помощи мультиплексора сигналы поступают на аналого-цифровой преобразователь (АD) и затем в центральный процессор (СРU). Процессор, выполняя команды, записанные в предварительно-программируемом запоминающем устройстве (ЕЕРRОМ), обеспечивает автоматическое непрерывное определение и отображение показаний на жидкокристаллическом дисплее (LCD), вычисление расхода газа, дистанционную передачу показаний на компьютер, автоматическое фиксирование во времени и запоминание нештатных ситуаций, хранение и передачу месячных, суточных и часовых отчетов, ввод и запоминание параметров.

Оперативное запоминающее устройство (RАМ) служит для хранения результатов вычислений и промежуточных величин в процессе вычислений. Встроенная литиевая батарейка (3,2 В) обеспечивает хранение данных в оперативном запоминающем устройстве и ход часов реального времени (RTC), в случае пропадания внешнего источника электроснабжения - в течение одного года.

Собственный блок бесперебойного питания с аккумуляторами (емкостью 10 А·ч) обеспечивает нормальную работу вычислительного комплекса в случае пропадания электроснабжения - в течение одного месяца.

Последовательный порт RS232С служит для приема и передачи данных с переносного терминала (СНIТ) или компьютера. При помощи ручного терминала или персонального компьютера со специальным программным обеспечением в вычислитель вводятся постоянные параметры:

- диаметр измеряемого трубопровода;

- диаметр отверстия диафрагмы;

- текущее время и дата;

- время цикла измерения;

- тип отбора давления (фланцевый или угловой);

- нормальная температура , нормальное давление и переменные параметры (обычно один раз в сутки);

- плотность измеряемого газа в нормальных условиях;

- содержание азота и углерода в измеряемом газе;

- барометрическое давление.

Переменные параметры вводят либо вручную (через переносной терминал или персональный компьютер), используя результаты лабораторных анализов газа, либо при наличии электронных приборов определения состава газа (хроматографов) и электронных барометров - автоматически.

Рис. 3.19. Структурная схема стандартного измерительного комплекса "Суперфлоу-II": вх.1- вх.7 - аналоговые входы; MUX - мультиплексор; АD - аналого-цифровой преобразователь; CPU - центральный процессор; LCD - жидкокристаллический дисплей; RАМ - оперативное запоминающее устройство; ЕЕРRОМ - предварительно- програмирующее запоминающее устройство; RТС - часы реального времени; Serial RS232С - последовательный RS232С порт; СНIТ - переносной терминал; - выходной сигнал

Вычислитель имеет также программируемые дискретные выходные сигналы (), при помощи которых можно передавать данные о расходе в другие системы автоматики.

Относительная погрешность комплекса не превышает ± 0,5 %.

Определенное распространение начинает получать метод измерения расхода газа при помощи турбинных и ротационных счетчиков. Этот метод является более точным, особенно при небольших расходах газа, однако необходимость создания сложных поверочных установок сдерживает его распространение.

Структурная схема турбинного счетчика приведена на рис. 3.20. Принцип действия турбинных счетчиков заключается в преобразовании скорости потока газа в частоту вращения турбины, установленной в счетчике, которая в свою очередь преобразует ее в частоту электрических импульсов. Скорость потока газа, или частота импульсов, пропорциональна мгновенному объемному расходу газа, а количество импульсов - суммарному объему прошедшего через турбинный счетчик газа за определенный период времени.

Рис. 3.20. Структурная схема системы измерения расхода газа при помощи турбинного счетчика:

1 - турбинный счётчик; 2 - датчик температуры; 3 - датчик давления; 4 - электронный вычислитель

Учитывая, что турбинные счетчики обеспечивают измерение расхода газа при рабочих температурах и давлениях, их показания необходимо приводить к нормальным условиям по формуле:

, (3.2)

где - приведенный к нормальным условиям объем прошедшего газа, м; - объем прошедшего газа при рабочих температурах и давлениях (показания турбинного счетчика), м; - давление газа в счетчике, МПа; = 0,103 МПа - нормальное атмосферное давление; = 239,15 К - нормальная температура газа; - температура газа в счетчике, К; - коэффициент сжимаемости.

Следует отметить, что давление на выходе газораспределительных станций, где обычно устанавливаются турбинные счетчики, невелико (0,3-0,6 МПа), в связи с чем в практических расчетах коэффициент сжимаемости можно принимать равным единице.

Структурная схема системы измерения расхода газа при помощи турбинного счетчика состоит из турбинного счетчика, датчика давления, датчика температуры и электронного вычислителя, в качестве которого может использоваться вычислитель "Суперфлоу-II ET" (рис. 3.20).

В настоящее время существует еще целый ряд более совершенных приборов для измерения расхода газа, например, вихревые, ультразвуковые, щелевые расходомеры и др., однако, несмотря на определенные преимущества этих средств измерения, их применение ограничено, во-первых, из-за отсутствия методик измерения количества газа при помощи этих средств, а во-вторых, из-за невозможности их поверки без предварительно созданных специальных образцовых установок.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бордюгов Г.А., Апостолов А.А., Бордюгов А.Г. Фигутивные потери природного газа//Газовая промышленность. 1997. № 10.

2. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. - М.: Недра, 1989.

3. Козаченко А.Н. Основы эксплуатации газотурбинных установок на магистральных газопроводах: Учебное пособие: ГАНГ им. И.М. Губкина. - М.: 1993.

4. Козаченко А.Н., Никишин В.И. Термодинамические характеристики природных газов: Учебное пособие. ГПНГ им. И.М.Губкина. - М.: 1993.

3. Козаченко А.Н., Никишин В.И. Основы ресурсоэнергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов. Учебное пособие: ГАНГ им. И.М.Губкина. - М.: 1993.

3. Отт К.Ф. Основы технической эксплуатации компрессорных цехов с газотурбинным приводом (ОТЭ). ИРЦ Газпром. - М.: 1993.

7. Поршаков Б.П., Романов Б.А. Основы термодинамики и теплотехники. - М.: Недра, 1988.

8. Седых А.Д. Потери газа на объектах магистрального газопровода. ИРЦ. Газпром: 1993.

9. Справочник по очистке природных и сточных вод. Л.Л.Пааль, Я.Я.Кару, Х.А.Мельдер, Б.Н.Репин. - М.: Высшая школа, 1994.

10. Сборник нормативно-методических документов по обращению с отходами производства и потребления. ННП "ЛОГУС". - М.: 1993.

11. Щуровский В.А., Зайцев Ю.А. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. - М.: Недра, 1994.

12. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций (Б.П. Поршаков, А.С. Лопатин, А.М. Назарьина, А.С. Рябченко). - М.: Недра, 1992.

Размещено на Allbest.ru