Работа основных частей модернизированной камеры сгорания

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В силу изменения рыночных условий возникает потребность в больших объемах газа, следовательно, существует необходимость увеличения подачи газа, что вызовет не только проблемы технологически - эксплуатационного характера, но и реконструкцию существующих газотранспортных систем.

В связи с этим возникают определенные трудности связанные с увеличением мощности существующего парка ГПА на компрессорных станциях и повышенными экологическими требованиями к ГПА в области выбросов загрязняющих веществ.

В последние 10 - 15 лет все газотурбинные фирмы мира ведут интенсивную работу по созданию камер сгорания с организацией сжигания предварительно смешанных топливовоздушных смесей с коэффициентом избытка воздуха в зоне горения аI = 1,9 - 2,5. при внедрении этого способа сжигания в камерах сгорания практически всех ведущих газотурбинных фирм получены концентрации оксидов азота на рабочих режимах не выше 8 - 25 млн-1 (О2 = 15%). Однако при отработке и эксплуатации камер сгорания с сжиганием «бедных» гомогенных топливовоздушных смесей возникают серьезные проблемы по обеспечению её надежной эксплуатации и получения гарантированных показателей по вредным выбросам. Их удается избежать при создании малотоксичных камер сгорания с использованием современных методов расчета, экспериментальных исследований и эксплуатационного опыта.

На территории РК наиболее известными вариантами модернизации КС для ГТК-10-4 являются разработки: ЮжНИИГипрогаз, микрофакельная КС НЗЛ и КС с горелочными устройствами ПСТ.

Всем многообразным направлениям создания малотоксичных КС и формам их реализации (за исключением характерных для каждой технологии в отдельности) присущи общие недостатки:

-длительность процесса создания готового изделия;

-высокая металлоемкость и сложность изготовления;

-неизбежные трудности при переносе результатов на другие типоразмеры установок в связи с непредсказуемым действием масштабного эффекта;

-применение сложных и уникальных технологий изготовление элементов конструкций и использование широкого ассортимента нестандартных материалов и изделий.

Кроме того, рассмотренные технологии организации рабочего процесса КС ГТУ не позволяют однозначно решать проблемы минимизации токсичности продуктов сгорания. Следовательно, из всего выше рассмотренного наиболее эффективным техническим решением модернизации КС ГТК-10-4 будет применение КС с горелочными устройствами «ПСТ».

1. ОБОСНОВАНИЕ ТЕМЫ ПРОЕКТА

1.1 Краткая характеристика компрессорного цеха и линейного участка

Характеристика компрессорного цеха

КС ЖАНГАЛА ЛПУ МГ Уральск (ранее Джангалинское ЛПУ МГ) эксплуатирует магистральный газопровод Средняя Азия - Центр фактическая производительность которого при трехниточном исполнении составляет 91,3...101,7 млн. м3 в сутки при абсолютном давлении 7,45 МПа (75 кгс/см2). Диаметр газопровода 1420 мм с толщиной стенки от 20 до 30 мм (в зависимости от условий окружающей среды, коррозионной активности грунта, рельефа и т.д.). Общая протяженность газопровода 820 км. Вводился в эксплуатацию в 1969-1988 годах. Компрессорная станция расположена в п.Жангала Западно-Казахстанской области в 270 км от областного центра г.Уральска. По газопроводам САЦ газ поступает от КС Индер и далее на КС Алгай на территории РФ.

В состав компрессорного цеха входят следующие объекты и системы:

- установки очистки и охлаждения газа;

- технологические трубопроводы с установленной на них запорной арматурой;

- компрессорные цеха с установленными газоперекачивающими агрегатами;

- системы подготовки топливного, пускового и импульсного газа;

- система маслоснабжения станции;

- системы пожаротушения;

- электрические устройства, КИП и А;

- узлы подключения цехов к газопроводам.

В КЦ осуществляются следующие технологические процессы:

- очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей;

- сжатие газа в центробежных нагнетателях;

- охлаждение газа после сжатия в специальных охладительных устройствах;

- измерение и контроль технологических параметров;

- управление режимом работы газопровода путём изменения числа работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА.

Транспортируемый через КЦ природный газ называется технологическим в отличие от импульсного, пускового и топливного, используемых для собственных нужд станции.

Основной объект КС Ї компрессорный цех, оснащенный газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем (агрегатных и общецеховых). Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГПА (газоперекачивающий агрегат) и другого оборудования КС, а также нормальные условия работы обслуживающего персонала. В составе КС несколько компрессорных цехов, которые обозначаются соответствующими порядковыми номерами.

Кроме компрессорных цехов, в комплекс КС входят: котельные, узлы дальней и внутренней связи, механические мастерские, автотранспортные парки, системы водоснабжения и канализации. На КС имеется химическая лаборатория, которая проводит анализы масла, воды, а также проверяет загазованность объектов.

Газопровод имеет ответвления (шлейфы), по которым газ поступает в компрессорные цеха станции. После очистительных устройств он попадает в газоперекачивающие агрегаты, где осуществляется процесс сжатия, после чего пропускается через аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа и возвращается в газопровод для дальнейшей транспортировки.

Когда компрессорная станция не работает, газ пропускается только по газопроводу. Максимальное давление газа на входе в КС составляет от 5.5 МПа, а на выходе до 7.5 МПа, но в зависимости от потребления давление меняется. В зависимости от мощности и числа газоперекачивающих агрегатов, компрессорная станция способна перекачивать от 50 до 150 млн. м3 газа в сутки. Основные производственные задачи КС заключаются в обеспечении надежной, экономичной и бесперебойной работы турбокомпрессорного, теплоэнергетического, технологического и вспомогательного оборудования в заданном технологическом режиме.

Режим работы компрессорной станции круглосуточный, поэтому оборудование и системы компрессорной станции обслуживаются сменным персоналом.

Таблица 1.1 Характеристика компрессорного цеха

Наименование	Единицы измерения	Зима	Лето	Межсезонье
1.Количество компримируемого газа (при 20 0С и 760 мм рт. ст.)	млн. м3/сут	101,7	91,3	96,8
2. Давление всасывания	МПа	5,71	5,27	5,57
3. Давление нагнетания	МПа	7,45	6,23	6,51
4.Температура всасывания	0С	5	31	17
5. Температура нагнетания	0С	36	63	43
6. Температура газа после охлаждения в АВО	0С	*	44	26
7. Расчетная температура наружного воздуха АВО	0С	-8	27	10
8. Расчетная температура наружного воздуха ГТУ	0С	-6	22	12
9. Количество ГПА ГТК -10-4
Рабочих	комплект	6	6	6
Резервных	комплект	2	2	2
10 Располагаемая мощность одного нагнетателя	кВт	10300	8400	9600
11. Расходуемая мощность одного нагнетателя	кВт	8600	8300	6800
12. Количество АВО газа типа "Нуово-Пиньон"	комплект	9	9	9
13. Усредненное количество топливного газа ГПА	млн. м3/сут	0,5	0,05	0,4

Таблица 1.2 Сводная ведомость технологических расходных показателей

Наименование	Краткая характеристика	Единицы измерения	Количество
1. Расход топливного газа (среднегодовой)	компримирован-ный газ	млн. м3/сут	0,4
2. Расход пускового газа (на один запуск)	компримирован-ный газ	кг	не более 1000
3. Расход смазочного масла компрессорных агрегатов	ТП 22 или ТП 30	т/год	60
4. Единовременное заполнение системы смазочным маслом	ТП 22 или ТП 30	Т	80
5. Расход адсорбента для установки подготовки импульсного газа	Силикагель типа КСМ	кг/год	200
6. Единовременное заполнение системы адсорбентом	Силикагель типа КСМ	кг	400

Характеристика линейного участка

Трубопровод Средняя Азия - Центр эксплуатируемый Уральским ЛПУ МГ построен в 1969-1988годах году предприятием Востокнефтепроводстрой. Трубы изготовлены из стали марки Х-67, поставлены из Франции и ФРГ.

В состав участка трубопровода, за сохранностью и правильностью эксплуатации которого ЛПУ должно следить, входит основная нитка, а также переход через реку Урал. В районе водного перехода основная линия делится на основную линию, но меньшего диаметра и две резервные.

Магистральный трубопровод имеет диаметр 1420 мм с толщиной стенки трубы 16.5 мм. В районе водного перехода труба с диаметром 1420 мм переходит в трубу с диаметром 1020 мм и толщиной 16 мм.

Основная и две резервные нитки имеют полимерную усиленную изоляцию. В состав усиленной изоляции основной линии входят: клей «Поликен-919» (США), два слоя пленки «Поликен 920-20» (США) и два слоя обертки «Поликен 980-20»(США). Отличие усиленной изоляции двух резервных линий состоит в том, что вместо пленки «Поликен 920-20» здесь применена пленка «Фуракава» (Япония).

Трубы резервных линий также изготовлены из стали Х-67 производства Франции и имеют диаметр 1020 мм с толщиной стенки 12.9 мм. Также имеются перемычки между соседними нитками, которые проходят рядом в технологическом коридоре, на случай аварии.

Расстояние между нитками водного перехода в среднем составляет 32 м.

1.2 Технологическая схема компрессорного цеха с кратким описанием технологического процесса

Принципиальная технологическая схема КС “Жангала” приведена на рисунке 1.2.

Технологическая схема КС предусматривает следующие основные процессы обработки газа:

- очистка газа от пыли и конденсата;

- компримирование газа;

- охлаждение газа.

Газ из магистрального газопровода (Dу 1400 мм, Рраб=7,5 МПа) направляется двумя шлейфами Dу 1000 мм на установку пылеуловителя (6 пылеуловителей производительностью 20 млн. м3/сутки), где очищается от механических и жидких примесей. Подключение пылеуловителей коллекторное. Очищенный газ из пылеуловителей двумя шлейфами Dу 1000 мм поступает на всасывание компрессорных агрегатов.

Отсепарированная в пылеуловителях жидкость самотеком поступает в подземную промежуточную емкость сбора конденсата Е-2, из которой автоматически сбрасывается в емкость сбора конденсата Е-3, работающую под атмосферным давлением. Выветренный конденсат из емкости Е-3 откачивается в автоцистерну.

Компримирование газа осуществляется одноступенчатыми центробежными нагнетателями 370-18-1 с приводом от газотурбинной установки ГТК-10-4.

Количество рабочих агрегатов при нормальном режиме 6, один в резерве, один в ремонте.

Технологическая схема компримирования предусматривает параллельно-последовательную обвязку ГПА - четыре параллельные группы по два последовательно включенных агрегата в группе. Схема позволяет произвести набор различных комбинаций включения агрегатов в работу, обеспечить работу трех групп агрегатов при выходе из строя любых двух ГПА.

Скомпримированный газ из компрессорного цеха направляется четырьмя шлейфами Dу-1000 на охлаждение в аппараты воздушного охлаждения (АВО), подключенные коллекторно. На каждом шлейфе перед коллектором АВО газа предусмотрен обратный клапан и отключающий кран местного управления. Подача газа на пусковой контур в нормальном режиме эксплуатации КС производится по специально предусмотренным газопроводам без охлаждения. Вывод группы на кольцо при работе агрегатов и при пуске- останове производится через клапана “Мокveld” Dу-300 управляемые от системы противопомпажного регулирования фирмы “ССС” (США) .Имеется возможность также газ на пусковой контур подавать через группу холодильников специально выделенными для этой цели переключающимися дистанционно управляемыми кранами.

Для обеспечения работы КС на кольцо предусматривается специальная перемычка с нагнетательного шлейфа КС (после АВО) во всасывающий шлейф КС (до пылеуловителей).

Узел подключения КС к магистральному газопроводу предусматривает транзитный пропуск очистного устройства.

В качестве топливного и пускового газа компрессорных агрегатов используется транспортируемый газ после специального блока редуцирования (БТПГ).

Отбор газа в блок редуцирования в зависимости от периода эксплуатации производится из одной из нижеперечисленных точек :

-всасывающего шлейфа до 7-х кранов - кран №1т;

-всасывающего коллектора после пылеуловителей - кран №2т;

-нагнетательного коллектора перед АВО газа - кран №3т;

-нагнетательного шлейфа после 8-х кранов - кран №4т.

Для первоначального запуска ГПА отбор газа производится из магистрального газопровода трубопроводом DУ-150. До БТПГ газ проходит через сепараторы высокого давления, после БТПГ - через сепараторы низкого давления и далее направляется в коллектор топливного газа Dу-400.

Пусковой газ после БТПГ с давлением Р=1,5 МПа направляется в коллектор пускового газа Dу-200.

Масляное хозяйство КС состоит из индивидуальной системы смазки и уплотнения и центральной системы подачи, регенерации и хранения масла.

Индивидуальная система смазки и уплотнения состоит из рамы - маслобака, насосов смазки и уплотнения, аккумулятора масла, поплавковой камеры, маслоохладителей, фильтров и трубопроводов с запорной и регулирующей арматурой.

Для подачи масла к раме-маслобаку каждого агрегата, периодического опорожнения его и оперативной очистки масла имеется маслоблок, в котором установлены шестеренчатый насос, установка очистки масла СОГ-918, мерная и переливные емкости, каждая объемом 1 м3. Кроме того, в машзале “А” установлена мерная емкость емкостью 8 тонн.

Вдоль машинных залов проложен коллектор аварийного слива масла, в который предусмотрен также свободный перелив масла из рамы-маслобака каждого агрегата. Переливаемое масло отводится в емкости аварийного слива масла.

Для аварийного слива масла имеются 2 подземные емкости объемом 25 м3 каждая, оборудованные погружными насосами для откачки масла на склад ГСМ.

В системе смазки, регулирования и уплотнения нагнетателей и привода применяется масло турбинное марки ТП 22с.

Охлаждение масла производится в воздушных холодильниках (АВО масла) импортного производства (Венгрия), расположенных под воздухозаборной камерой.

В качестве импульсного газа пневмоприводных кранов в обвязке ГПА и узла подключения используется транспортируемый газ. Для управления режимными кранами используется индивидуальный коллектор Dу-80.

1.3 Модернизация камер сгорания - как важная составляющая повышения эффективности транспорта газа

Эффективная транспортировка природного газа в значительной степени определяется экономичностью и надёжностью работы основного привода нагнетателей - газотурбинных установок (ГТУ). Ресурс ГТУ ограничен, но применительно к такому широко распространённому агрегату, каким является ГТК-10-4, может быть существенно продлён путём ремонта или замены ряда критических компонентов и узлов, прежде всего регенератора, камеры сгорания, внутренней вставки корпуса и обоймы турбины.

В настоящее время не менее 35 млн.кВт установленной мощности компрессорного парка оснащено газотурбинным приводом. Значительная часть его выработала свой ресурс - это сотни ГТУ, характеристики которых в значительной степени могут быть восстановлены за счёт модернизации и качественного ремонта . При сравнительно небольших затратах этот путь позволяет в сжатые сроки вернуть в строй ГТУ, с характеристиками близкими к паспортным значениям. В первую очередь это относится к такому распространённому агрегату сети компрессорных станций, как ГТК-10-4.

В силу специфических особенностей горения в камере сгорания ГПА, вместе с продуктами полного окисления природного газа производится выброс в окружающую среду и вредных веществ - это углеводороды, в основном метан, окислы азота, окись углерода. Практика экологической экспертизы выхлопных газов ГПА в КС показывает, что основными компонентами вредных выбросов являются окислы азота NO и NO2. В современной литературе их сумму обозначают как NOх. Реальная опасность NO и NO2 в тех концентрациях, в которых они обнаруживаются в атмосфере района расположения КС связанны с их активностью в фотохимических реакциях, оказывающих прямое негативное влияние на человека и растительность. По сравнению с окислами азота окись углерода менее токсична и представляет непосредственную угрозу лишь при концентрациях порядка 50 мг/мі и времени воздействия более 8 часов.

Таким образом, основное внимание при рассмотрении мероприятий по улучшению экологической обстановки в районе КС должно быть обращено на снижение выбросов окислов азота.

Особенности развития газопроводного транспорта обусловили высокую концентрацию мощных ГПА на небольших площадях, что дополнительно осложняет экологическую обстановку в районах расположения КС. Эта ситуация настоятельно диктует развитие методов и разработку путей снижения эмиссии окислов азота. Следует подчеркнуть, что решение этой проблемы приобретает всё большее экономическое значение.

Во-первых, это связанно с ужесточением требований к уровню вредных выбросов и, как следствие, ростом штрафных санкций к нарушителям экологических норм.

Во-вторых, в нашей стране эксплуатируется в основном энергетические установки, разработанные ещё в период, когда должное внимание к образованию окислов азота в процессе горения углеводородного топлива не уделялось. Замена этих установок новыми, причём, далёкими от совершенства требует значительных материальных затрат.

Поэтому наиболее рациональным является проведение изысканий, связанных с изменением условий горения в камере сгорания эксплуатируемых агрегатов с целью значительного снижения концентраций окислов азота в выхлопных газах.

1.4 Создание малотоксичных камер сгорания ГТУ

Выполнен обзор направлений создания малотоксичных камер сгорания с учетом современных тенденций развития газотурбинных технологий в основном с ориентацией на газотурбинные газоперекачивающие агрегаты (ГПА). Анализ эмиссионных характеристик NОХ и СО выполнен по результатам промышленных испытаний газотурбинных ГПА, начиная с агрегатов первого поколения до установок современного типа. Показано, что в практике создания и доводки малотоксичных камер сгорания сложилось три основных направления:

-разработка малотоксичных горелок с последующей доводкой созданных на их основе камер сгорания (последовательная схема);

-одновременная доводка рабочего процесса горелочных систем и соответствующих конструкций камер сгорания (параллельная схема);

-отработка конструкции камеры в целом в соответствии с той или иной концепцией ее реализации («интегральная» схема).

Обоснована и показана перспективность реализации при создании малотоксичных камер сгорания модульного принципа на основе использования уникальных конструктивных и аэродинамических особенностей насадка Борда.

Современные тенденции развития газотурбинных технологий: повышение начальной температуры в ГТУ, работающих по циклу Брайтона [11-15], «реанимация» циклов с регенерацией [16-18], применение газопаровых установок (цикл «Водолей») [13, 19] и другие [20] -- требуют неоднозначных условий работы камер сгорания и соответствующих подходов при их создании.

Повышение начальной температуры газов [14] требует увеличения давления в цикле, что приводит к существенному росту температуры компрессорного воздуха с одновременным повышением «адиабатичности» камеры сгорания и, как следствие, к увеличению эффективной температуры в зоне горения. Вместе с существенным снижением общего коэффициента избытка воздуха и ограничением подачи воздуха в зону горения возникают проблемы, связанные с повышением эмиссии токсичных NОХ и охлаждением элементов конструкций камер сгорания высокотемпературных ГТУ.

При использовании газопаровых технологий (цикл «Водолей» [19]) возникают два специфических требования: нео6ходимость работы камеры сгорания в газопаровом режиме при небольших коэффициентах избытка воздуха б ? 1,2; а также необходимость подачи большого количества пара в камеру сгорания.

По заданию Невского завода им. Ленина (теперь АО «Невский завод») в Киевском политехническом институте (НТУУ «КПИ») в середине 80-х гг. были проведены стендовые исследования модели камеры сгорания с семигорелочным фронтовым устройством. Суть предложений сводилась к подаче дополнительного воздуха через специальные патрубки, устанавливаемые во фронтовом устройстве камеры сгорания между регистрами. В последствии это было реализовано в различных интерпретациях на многих объектах ОАО «Газпром» (Россия) и известно под названием метода локального дозированного вдува (ЛДВ) [21, 22].

При высокой эффективности с точки зрения подавления эмиссии NОХ (в 2-3 раза) данный метод имеет следующие недостатки:

· существенное повышение эмиссии СО (по данным ОАО «Газпром», концентрация СО достигает 200-300 мг/м3 в пересчете на О2 = 15 %) и, следовательно, появление химического недожога топлива;

· повышение неравномерности температурного поля перед сопловым аппаратом турбины.

Дефицит первичного воздуха может иметь место и в ГТУ, работающих по простому циклу. Это отмечается на примере однотипных ГПА мощностью 10 МВт производства фирм Siemens (KWU VR-438) и General Electric (МS-3002 или Frame-3) [22]. При одинаковой температуре воздуха на входе в камеру сгорания (около 270 °С), одинаковом типе горелочных устройств (диффузионном), но разной конструкции и одинаковой (противоточной по воздуху) компоновке камер сгорания обе установки имеют повышенную эмиссию NOx. В модернизированных вариантах камер сгорания данных установок за счет некоторого изменения конструкций горелок, перераспределения воздуха по трактам и в основном за счет использования метода ЛДВ также достигается заметное снижение эмиссии NОХ. После модернизации КС ГТК-10 эмиссия NОх снизилась до 140 мг/мі, а значение эмиссии СО выросло до 200 мг/мі.

В связи с изложенным метод ЛДВ (и ему подобные) может рассматриваться в качестве одного из возможных направлений минимизации эмиссии NОХ на действующих ГПА, но в связи с неполной предсказуемостью результатов реализации и наличием отмеченных выше недостатков его не следует рассматривать как радикальный метод минимизации токсичности камер сгорания ГТУ.

Наиболее перспективным направлением в разработке низкоэмиссионных камер сгорания ГТУ является технология сухого подавления эмиссии NОХ, которая получила название DLN-технология (от Dry Low NОХ). Она предполагает организацию горения во фронтовом устройстве камер сгорания предварительно подготовленной бедной топливно-воздушной смеси. Применение повышенных избытков воздуха на фронтовых устройствах газотурбинных камер сгорания является существенным фактором снижения эмиссии NОХ не только при предварительном, но и при диффузионном смесеобразовании, что было экспериментально доказано в результате проведенного в КПИ цикла исследований и разработок [23].

Перспективность использования технологии бедного горения в сочетании с предварительным смесеобразованием для существенного снижения эмиссии NОХ была теоретически и экспериментально обоснована циклом исследований, выполненных сотрудниками Йелъского университета (США) [24-26]. При этом было доказано, что в низкотемпературном пламени (Т < 1800 К) основным механизмом NОХ является механизм эмиссии «быстрых» NО, а в высокотемпературном преобладает механизм образования термических NO. Для последних имеет место сильная зависимость их эмиссии от температуры и давления (NO ~ р1/2) и практически отсутствует влияние давления на эмиссию «быстрых» NОХ. Этот факт является определяющим в условиях работы высокотемпературных камер сгорания ГТУ, где давление может достигать 3 МПа.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет режима работы компрессорного цеха

Характеристика и математическая модель центробежного нагнетателя

Таблица 2.1 Основные технические характеристики ГПА-10

1	2
Наименование показателя	Агрегат ГПА-10
Завод изготовитель	ПО «Заря»
Год выпуска	1979
Номинальная подача, млн.м3/сут	37
Стационарные условия: Температура наружного воздуха tвх0 , оС Атмосферное давление Ра0, Мпа	+ 25 0,1013
Сопротивление входного тракта, кПа Сопротивление выходного тракта, кПа	4,05 3,04
Номинальная мощность Ne0, кВт	10
Эффективный КПД ГТУ, %	26,5
К.п.д. ГТУ в условиях ИСО, %	---
Номинальный расход топлива Gтг, м3/ч	3930
Удельный расход топлива Gтг0/Ne0, м3/(кВт.ч)	0,393
Температура газа перед ТВД tВХ ТВД, оС	785
Температура газа за СТ tВЫХ СТ, С	385
Степень сжатия осевого компрессора к	10,3
Расход воздуха через компрессор GВХ К0, кг/с	80,2
Температура за компрессором tВЫХ К0, оС	285
Частота вращения турбокомпрессора: Номинальная nТВД0, об/мин	4800
Температурный коэффициент при расчете располагаемой мощности	3,7

При расчете режимов работы КС МГ и загрузки ГПА наибольшее распространение получили характеристики ЦН, построенные по результатам стендовых испытаний ЦН при номинальных физических параметрах газа и частот вращения ротора нагнетателя:

;

;

,

где

;

;

.

Можно значительно упростить расчеты, представив зависимость степени сжатия от производительности в виде:

.

Для зависимости степени сжатия от производительности можно использовать полином третьей степени:

,

При этом дисперсия по не превышает 0.05%.

Для физических параметров газа, отличающихся от номинальных, и при изменении частоты вращения степень сжатия для ЦН пересчитывается по формуле:

которая с учетом (1.2) и (1.3) примет вид:

Область допустимых значений x по оборотам:

и по расходу:

.

Алгоритм поиска частоты вращения ротора ЦН должны предусматривать ограничение области допустимых режимов с учетом располагаемой мощности газовой турбины.

Значение коэффициента сжимаемости природного газа определяется в зависимости от давления и температуры газа на входе в ЦН в формуле:

,

где

;

;

.

Псевдокритические давление (МПа) и температура (К) определяется по известной плотности (20 0С) газовой смеси:

.

Внутренняя мощность ЦН определяется по формуле:

.

Зависимость приведенной относительной внутренней мощности от приведенной объемной производительности аппроксимирована формулой, широко используемой в практике:

,

где значения коэффициентов определяются по паспортным характеристикам.

Коэффициенты аппроксимации характеристики центробежного нагнетателя 370-18-1 представлены на таблице 2.2.

Таблица 2.2 Коэффициенты апроксимации

Характеристики	Значения коэффициентов аппроксимации
1	2	3	4	5
	аО	а1	а2	а3
1	2	3	4	5
	1,4374786 E+00	4,5023589 E-04	8,9867254 Е-07	-4,4904993 Е-09
пол	кО	к1	к2	к3
	1,1432129 E-00	-4,6682373 Е-03	1,8819091 Е-05	-2,2513100 Е-08
	с0	с1	с2	с3
	8,6963991 E+01	-1,2745404 E-01	1,5859581 Е-03	-2,0754120 Е-06

Мощность на валу турбины определяется с учетом механических потерь по формуле:

,

где = 100 кВт для агрегата ГТК-10-4.

Располагаемая мощность ГТУ - это максимальная рабочая мощность на муфте, которую может развивать ГТУ в конкретных условиях. Ее величина определяется уровнем технического состояния, параметрами эксплуатационных ограничений и эксплуатационными условиями.

Уровень технического состояния оценивается коэффициентом технического состояния , нормативная величина которого для различных типов ГТУ приводится в табл. 1.5.

К эксплуатационным условиям относятся следующие:

-фактическая температура воздуха на входе в ГТУ , которая может отличаться от номинальной () и зависеть от температуры атмосферного воздуха с учетом местного подогрева (поправки ) и работы установок водоиспарительного охлаждения в летнее время (поправка )

,

-абсолютное барометрическое давление воздуха ;

-работа противообледенительной системы, влияние которой учитывается коэффициентом ;

-влияние температуры атмосферного воздуха на мощность ГТУ, которое учитывается коэффициентом .

В качестве эксплуатационных ограничений располагаемой мощности ГТУ различных типов могут служить температура на входе в осевой компрессор, температура перед ТВД или ТНД, частота вращения ротора турбокомпрессора и другие эксплуатационные параметры.

Таблица 2.3 Значение параметров и коэффициентов для расчета располагаемой мощности ГТУ

Показатели	Тип ГТУ
	ГТК-10-4
Коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха на располагаемую мощность ГТУ 15 0С -3 15 0С -3 0С	3,48 2,40

Конструктивным ограничением располагаемой мощности является 115% от номинальной мощности для ГТК-10-4.

Нормы технологического проектирования определяют формулу для расчета располагаемой мощности ГТУ:

,

Однако эта формула не учитывает влияние частоты вращения ТНД (силовой турбины) на располагаемую мощность турбины, которая ограничена при этом максимально допустимой частотой вращения ротора турбокомпрессора, либо температурой на входе ТНД.

Зависимость располагаемой мощности от частоты вращения ТНД аппроксимирована в виде:

,

где - приведенная относительная частота вращения ТНД определяется по формуле:

.

Значения коэффициентов аппроксимации равны:

=0,748594; =-0,660105; =1,85353; =-0,941543.

Тогда формула для расчета располагаемой мощности турбины примет вид:

.

В соответствии с нормами технологического проектирования расход топливного газа рекомендуется определять по формуле:

,

где - номинальный расход топливного газа с учетом поправки на допуски и технического состояния. Для агрегатов ГТК-10-4 =3700м3/ч. Без учета технического состояния, и в частности, коэффициента технического состояния ГТУ по топливу (=1,05) величина номинального расхода топливного газа составляет 3600м3/ч.

Формула (1.25) не учитывает влияние работы противообледенительной системы на расход топливного газа. Это влияние может быть учтено введением коэффициента , значения которого приведены в табл. 1.6.

Следовало бы учесть и наработку ГПА с помощью коэффициента .

Зависимость (1.25) получена с учетом следующих соотношений для относительного приведенного расхода топливного газа относительной приведенной мощности ГТУ , относительного КПД ГТУ и относительных приведенных оборотов :

;

.

Таблица 2.4 Значения параметров и коэффициентов для расчета расхода топливного газа ГТУ

Показатели	Тип ГТУ
	ГТК-10-4
1	2
1. Номинальный к.п.д. ГТУ	0,29
2. Номинальный расход топливного газа ,м3/ч	3600
1	2
3. Стационарные условия: номинальная температура воздуха на входе в ГТУ , 0С атмосферное давление Рат 0, мм.рт.ст.	15 760
4. Коэффициент технического состояния ГТУ по топливному газу	1,03
5. Коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения на к.п.д. ГТУ	1,04
6. Коэффициент наработки ГТУ с начала эксплуатации (тыс.ч.) до 25 от 25 до 50 свыше 50	1,0 1,02 1,05

;

;

;

.

Если учесть, что соотношение (1.32) получено по результатам стендовых испытаний на рабочей линии , то при использовании зависимости (1.26) для расчета расхода топливного газа для реальных условий загрузки нагнетателя может быть получена значительная погрешность.

В настоящей работе использована аппроксимация характеристики газотурбинной установки, которая может быть представлена в виде диаграммы режимов работы ГТУ.

Диаграмма режимов описывает, в частности, следующие соотношения:

;

.

2.2 Расчет режима работы КЦ

Цех оснащен газовыми турбинами ГТК-10-4 и центробежными нагнетателями с узкой проточной частью ЦН-370-18-1.

Характеристики ГТК-10-4 необходимые для расчета:

-номинальная мощность Nен ,кВт 10000;

-коэффициент, учитывающий влияние работы системы противооблединения на КПД ГТУ кобл 1.04;

-коэффициент технического состояния ГТУ по мощности кN 0.9;

-коэффициент, учитывающий влияние температуры атмосферного воздуха на мощность ГТУ кt 3.7;

-коэффициент утечек газа в топливном коллекторе кут 3.7.

Характеристики нагнетателя ЦН-370-18-1:

-производительность при н. у. 37 млн. м3/сут.;

-номинальная частота вращения 4800 об/мин;

-минимальная частота вращения 3300 об/мин;

-максимальная частота вращения 5000 об/мин;

-потребляемая мощность 9900 кВт;

-приведенная температура [Тн]пр 288 К;

-приведенный коэффициент сжимаемости zпр 0,888;

-приведенная газовая постоянная Rпр 490 кДж/(кг*К).

Давление на всасывающей линии нагнетателя первой ступени

,

где Рк - давление на входе в КС;

,

где Рпк - псевдокритическое давление.

Приведенная температура на всасывающей линии

Тпк - псевдокритическая температура.

Для расчетов режимов работы КС применяются характеристики ЦН, представляющие зависимость степени повышения давления , политропического к. п. д. ПОЛ и приведенной относительной внутренней мощности []пр

;

от приведенной объемной производительности

;

при различных значениях приведенных относительных оборотах



где ВС, zВС, TВС, Q ВС - соответственно плотность газа, коэффициент сжимаемости, температура газа и объемная производительность ЦН, приведенные к условиям всасывания;

R - газовая постоянная;

zПР, RПР, TПР - условия приведения, для которых построены характеристики;

Ni - внутренняя (индикаторная) мощность;

n, nН - соответственно рабочая частота вращения вала ЦН и номинальная частота вращения.

Одним из универсальных видов характеристик ЦН является приведенная характеристика (рисунок 1.8).

Порядок определения рабочих параметров следующий:

По известному составу газа, температуре и давлению на входе в ЦН определяется коэффициент сжимаемости zВС;

;

.

Определяется плотность газа ВС и производительность нагнетателя при условиях всасывания

кг/м3.

Число работающих по параллельной схеме групп нагнетателей определим из соотношения

,

где Qкс - производительность КС при стандартных условиях;

Qн - производительность одного нагнетателя.

Принимаем mн=3 - три группы нагнетателей при двухступенчатом сжатии.

Подача одной группы последовательно включенных нагнетателей

Qк==м3/сут

,

Задаваясь несколькими (не менее трех) значениями оборотов ротора в диапазоне возможных частот вращения ГПА, определяются QПР и [n / nН]ПР. Полученные точки наносятся на характеристику и соединяются линией (плавная кривая abc на рисунок 1.8).

Определяется требуемая степень повышения давления

.

Для неполнонапорных нагнетателей

=1.18,

где РВС, Рнаг - соответственно номинальное давление на входе и выходе ЦН.

Проведя горизонтальную линию из до кривой abc, найдем точку пересечения. Восстанавливая перпендикуляр до пересечения с горизонтальной осью, находим QПР. Аналогично определяются ПОЛ и [Ni/ВС]ПР. Значение QПР должно удовлетворять условию QПР QПР min, где QПРmin - приведенная объемная производительность на границе зоны помпажа (расход, соответствующий левой границе характеристик ЦН).

Объемная подача нагнетателя первой ступени

Qоб===371,585 м3/мин.

Приведенная производительность нагнетателя 1-ой ступени

===379,491м3/мин.

Приведенная частота вращения

==0.961.

По приведенной характеристике нагнетателя и степени сжатия 1.18, приведенная внутренняя мощность =210 кВт/(кг/м3).

Определим внутреннюю мощность, потребляемую ЦН

Определим мощность на муфте привода

,

где NМЕХ -механические потери мощности в редукторе и подшипниках ЦН при номинальной загрузке (для нагнетателя типа 370-18-1 Nмех=100 кВт).

Вычисляется располагаемая мощность ГТУ

>8600.17кВт

условие Nе< Nер выполняется,

где NeН - номинальная мощность ГТУ;

kН - коэффициент технического состояния по мощности;

kОБЛ - коэффициент, учитывающий влияние системы противообледенения;

kУ - коэффициент, учитывающий влияние системы утилизации тепла;

k t - коэффициент, учитывающий влияние атмосферного воздуха на мощность ГТУ;

TВОЗД, TВОЗДН - соответственно фактическая и номинальная температура воздуха,К.

Значения NeН, kН , kОБЛ , kУ , k t , TВОЗДН принимаются по справочным данным ГТУ.

Определяется температура газа на выходе ЦН

,

Где k - показатель адиабаты природного газа, k=1,31.

Расчет для нагнетателей второй ступени:

Рвс=Рвс;

Тпр=;

Рпр=;

;

;

.

Объемная подача второй ступени

;

м3/мин;

=0.937.

По приведенной характеристике нагнетателя приведенная внутренняя мощность

;

.

Условие Ne<Nep выполняется.

Расход топливного газа одного агрегата рекомендуется определять по формуле:

=

=.

Расход топливного газа компрессорного цеха

Qтг=qтг·m=

Расчет коммерческой производительности и анализ режимов работы компрессорного цеха произведенные при помощи программ kom_Pr_x.bas и Regim-KC.bas, приводится ниже.

2.3 Система смазки ГПА ГТК-10-4

Система смазки ГПА ГТК-10-4 состоит из двух самостоятельных систем: смазки двигателя и смазки нагнетателя. Система смазки двигателя агрегата предназначена для смазки и охлаждения подшипниковых (опорных) узлов двигателя, а также коробки приводов. Особенность системы Ї применение промежуточного контура для охлаждения масла. В качестве промежуточного теплоносителя используют антифриз 40, который охлаждается в воздушном охладителе (блоке секций радиатора). Охлажденный антифриз (промежуточный теплоноситель) охлаждает масло в кожухотрубчатом маслоохладителе.

Система смазки двигателя ГПА ГТК-10-4 состоит из следующих основных узлов масляного бака двигателя, навешенного (приводного) главного масляного насоса, пускового насоса с электроприводом, маслоохладителя, блока фильтров, центрифуги и системы трубопроводов. В системе смазки также установлены манометр , термометры (на сливе из каждого подшипника), датчик Ї реле разности давлений , реле уровней (минимального и максимального) масла в маслобаке, сигнализаторы давления и магнитные стружкоулавливатели (на сливе из каждого подшипника).

В начальный период запуска главный масляной насос и электроприводной насос работают параллельно. Они забирают масло из маслобака и подают его в главную топливную магистраль. Причем некоторое количество масла от электроприводного насоса через дроссельное отверстие подается на всасывание инжектора, который создает избыточное давление во всасывающем патрубке главного насоса. Масло из напорной магистрали через маслоохладитель и блок фильтров поступает к подшипникам компрессоров и турбин, импеллеру и коробке приводов. В местах подвода масла к каждому узлу установлены защитные индивидуальные фильтры, которые предохраняют от засорения маслопроводящие отверстия.

Отработанное масло из масляных полостей двигателя через одну общую трубу самотеком поступает в масляной бак. Из коробки приводов, которая смонтирована в маслобаке, масло сливается непосредственно в этот бак. При подаче сигнала на пуск двигателя в работу включается (дистанционно или автоматически) электроприводной насос, который подает масло в масляную систему двигателя до начала вращения КНД. Главный масляной насос, имеющий привод от КНД через выносную коробку приводов, вступает в работу (т.е. создает необходимое давление). При достижении определенной частоты вращения ротора КНД электроприводной насос по сигналу центробежного датчика 6 отключается и масло подается в систему только от навешенного главного масляного насоса. Центробежный датчик одновременно включает и отключает защиту по давлению. Центробежные датчики и служат соответственно для отключения пусковой турбины и включения защиты по падению давления масла в маслосистеме двигателя и для включения агрегата зажигания, выдачи сигнала на перестановку кранов и открытие стоп-крана (кран подачи топливного газа).

При остановке двигателя включение электроприводного насоса в работу приводится по сигналу центробежного датчика. Программа работы насоса построена таким образом, что он продолжает работать и после полной остановки газотурбинного двигателя. Через 15 минут после остановки двигателя насос отключается автоматически. Эту же операцию можно проделать кнопкой «стоп».

Для контроля перепада давления на масляном фильтре служит датчик-реле разности давлений , который выдает сигнал о превышении перепада давления на фильтре выше допустимого. Сигнал на аварийную остановку агрегата по падению давления масла смазки ниже допустимого выдает сигнализатор давления. Температуры масла, подводимого к двигателю и сливаемого из опор, замеряются дистанционными термометрами. Эти параметры являются важными для поддержания температурного режима работы двигателя в соответствии с требованиями завода-изготовителя.

Применение магнитного стружкоулавливателя обеспечивает улавливание частиц металла, находящегося в масле, отводимом из отдельных узлов двигателя. Магнитный стружкоулавливатель устанавливают в нижней части сливных трубопроводов масла под определенным углом к его оси. Нормальная работа двигателя обеспечивается функционированием системы суфлирования и разгрузки. Система суфлирования предназначена для сообщения масляных полостей двигателя с атмосферой с целью снижения давления в этих полостях и обеспечения нормальной работы самой масляной системы и узлов уплотнений.

Масло, подаваемое на смазку и охлаждение подшипников, стекает в их масляные полости, которые отделены от проточных частей компрессоров и турбин лабиринтными уплотнениями. в эти уплотнения предусмотрена подача воздуха для их подпора. Так, в лабиринтное уплотнение КНД подводится воздух их пятой ступени КНД, в лабиринтное уплотнение заднего корпуса КНД Ї воздух из разгрузочной полости КВД. Так как давление воздуха перед лабиринтными уплотнениями (давление подпора) всегда выше давления в масляных полостях, воздух по зазорам лабиринтных уплотнений проходит в масляные полости. Этим предотвращается выход масла из полостей и одновременно в масляных полостях образуется масловоздушная смесь, которая вместе с отработанным маслом поступает в маслобак. Из маслобака масловоздушная смесь, но уже с меньшей концентрацией масла, полость выносной коробки приводов поступает к трем центробежным суфлерам Ї центрифугам. Очищенный в центрифугах от масла воздух выбрасывается в газоотвод (выхлопную шахту), а масло возвращается в маслобак.

Система разгрузки предназначена для обеспечения допустимой осевой нагрузки на упорные шариковые подшипники двигателя. Для этого на выходе из КВД и турбины нагнетателя созданы разгрузочные полости, которые отделяются от проточной части двигателя и масляных полостей лабиринтными уплотнениями. При этом часть воздуха из разгрузочной полости КВД через лабиринт поступает в разгрузочную полость турбины нагнетателя, а избыток удаляется в атмосферу через специальную трубу. Регулировка давлений в разгрузочных полостях осуществляется кранами, установленных на трубах удаления и подвода воздуха.

2.4 Подготовка топливного и пускового газа

Назначение и принцип действия системы топливного и пускового газа

Система предназначена для подачи топливного и пускового газа к турбодетандеру с целью запуска турбины и подачи топливного газа в камеру сгорания. В качестве топливного и пускового газа компрессорных агрегатов используется транспортируемый газ после специального блока редуцирования.

В систему топливного и пускового газа входит следующее оборудование:

а) комплект запорной арматуры с ручным и автоматическим управлением;

б) блок редуцирующих и предохранительных клапанов;

в) блок сепараторов;

г) КИП и А;

д) обогревающие устройства.

Отбор в систему производится из различных участков технологических коммуникаций компрессорного цеха:

а) из магистрального газопровода на узле подключения перед краном, отделяющим входной газопровод цеха от нагнетательного (кран N020);

б) из магистрального газопровода на узле подключения за краном N020;

в) из коллектора импульсного газа, подключенного к входному и нагнетательным газопроводам цеха.

Отбор газа в блок редуцирования производится из всасывающего коллектора после пылеуловителей или нагнетательных шлейфов компрессорного цеха в зимний период. Для первоначального запуска ГПА отбор газа производится из магистрального газопровода трубопроводом Dу-150. Перед блоком редуцирования газ проходит сепараторы С-1, затем топливный газ после блока редуцирования проходит сепараторы С-2 и далее направляется в коллектор топливного газа компрессорного цеха Dу-400.

Пусковой газ после блока редуцирования с давлением 15,7 МПа направляется в коллектор пускового газа компрессорного цеха Dу-200.

В соответствие с ТУ 108-641-77 расход топливного газа на один агрегат составляет 4,4 тыс. м3/час (ГТК-10-4). Давление топливного газа 1,5±0,03 МПа. Практически расчет расхода топливного газа произведен на ЭВМ по методике ВНИИгаза с учетом загрузки ГПА по мощности, КПД, технического состояния агрегата и теплотворной способности топливного газа и включены в состав гидравлических расчетов магистрального газопровода.

Расход пускового газа на один запуск в соответствии с ТУ 108-641-77 не более 1000 кг. Давление пускового газа 1,5±0,03 МПа. Время запуска агрегата из холодного состояния, включая принятие нагрузки, соответствующей оборотам силового вала 3300 об/мин., составляет ориентировочно 15 мин.

В качестве сепараторов топливного и пускового газа (перед блоком редуцирования) приняты вертикальные газовые сепараторы Dу-800, Р=7,8 МПа, тип ГС-I-80-800-16 ГОСТ 26-02-645-72. Количество сепараторов в соответствии с графиками пропускной способности, приведенными в ОСТе, принято два.

Схема системы пускового и топливного газа представлена на рисунке 1.16

В качестве редуцирующих клапанов применяются регуляторы прямого действия высокого давления с пневматической нагрузкой типа РД-64, а также типа РДЭ-64 и РДМ-64, которые снижают высокое давление газа и автоматически поддерживают его на заданном уровне.

Вымораживатель в данной системе служит для осушки газа. Здесь капельная влага, содержащаяся в транспортируемом газе, превращается в лед и выводится из системы.

Обслуживание системы

Пункт редуцирования топливного и пускового газа должен работать в режиме непрерывной эксплуатации, обеспечивая заданные параметры топливного и пускового газа.

Блок сепарации газа от твердых и жидких частиц должен работать бесперебойно, обеспечивая предотвращение попадания механических примесей и технологическое оборудование, регуляторы давления, контрольно-измерительные приборы и т.п.

Во время работы агрегата следить за показаниями приборов. Причина любого ненормального отклонения в показаниях приборов должна немедленно выясняться для принятия соответствующих мер.

Вскрытие, чистка и ремонт оборудования производится по графику, утвержденному руководством ЛПУ МГ, и выполняется в соответствии с правилами Госгортехнадзора и «Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности».

После монтажа или ремонта аппаратов и оборудования, пуск в работу должен осуществляться под руководством ответственного за эксплуатацию инженерно-технического работника.

Продувку сепаратора производить не реже одного раза в сутки, зимой Ї один раз в смену.

Полную очистку сепараторов производить один раз в год.

При выходе из строя регулирующих клапанов необходимо производить подачу топливного или пускового газа по байпасу. Регулировка производится вручную. Давление контролируется по манометру на выходной линии. До устранения неисправности оператор должен находится на пункте редуцирования.

Кроме того, необходимо ежедневно проверять герметичность запорной и регулирующей арматуры, импульсных линий, устранять появляющиеся утечки газа, не допускать обмерзания вентилей.

Не реже одного раза в неделю производить набивку смазкой кранов.

Периодически производить проверку манометров на «0» расходомеров, проверять состояние термометров, узлов управления.

Следить за своевременной сдачей манометров и расходомеров в госповерку.

Противопомпажная защита компрессорного цеха

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

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

Причинами возникновения помпажа является изменение характеристики газопровода, вследствие:

-колебаний давления газа в газопроводе;

-влияния параллельно включенных, но более напорных нагнетателей;

-неправильной или несвоевременной перестановки кранов в трубной обвязке нагнетателя.

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

-снижения частоты вращения нагнетателя ниже допустимой;

-ухудшения технического состояния газотурбинного привода;

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

Режимы работы нагнетателя по расходу газа, как правило, ограничиваются 10%-м запасом от границы помпажа (рисунок 1.17) и определяется как:

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

Автоматическая противопомпажная система фирмы ССС («Компрессор контролс корпорейшн») включает в себя защиту и регулирование нагнетателя в области помпажных режимов и имеют перепускной кран с регулируемым проходным сечением.

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

где Нр - политропный напор; QS - коэффициент объемного расхода; Рвх - абсолютное давление на входе; е - степень сжатия; m - показатель политропы; ?РК - перепад давления на конфузоре.

Отношение значений параметра НP/Qs2=1/к в рабочей точке и на границе помпажа при постоянной частоте вращения является соотношением наклонов двух линий, проходящих через рабочую точку и точку на границе помпажа .

Расстояние между границей помпажа и линией контроля помпажа S рассчитывается как производная от ?Рк, в результате чего критерий S будет равен 1,0, когда рабочая точка находится на линии контроля помпажа, и больше 1,0, когда рабочая точка находится в зоне контроля помпажа. Зона контроля помпажа имеет две области регулирования:

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

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

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