Berdnik2

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Тихоокеанский государственный университет»
А. Н. Бердник
КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Утверждено издательско-библиотечным советом университета
в качестве учебного пособия
Хабаровск
Издательство ТОГУ
2019
УДК 622.691.4:621.438:621.515.1(075.8)
ББК 3762.9-5я7
Б483
Р е ц е н з е н т ы :
кафедра «Нефтегазовое дело, химия и экология»
Дальневосточного государственного университета путей сообщения
(завкафедрой д-р биол. наук, проф. Л. И. Никитина)',
д-р техн. наук проф. кафедры «Транспорт железных дорог»
Дальневосточного государственного университета путей сообщения А. Ю. Коньков
Н а у ч н ы й
р е д а к т о р
д-р техн. наук, проф. Г. Б. Горелик
Бердник, А. Н.
Б483
Компрессорные станции магистральных газопроводов : учебное пособие
/ А. Н. Бердник ; [науч. ред. Г. Б. Горелик]. - Хабаровск : Изд-во Тихоокеан.
гос. ун-та, 2019. - 142 с.
ISBN 978-5-7389-2758-4
Учебное пособие написано к курсу «Насосные и компрессорные станции нефтегазо­
проводов». В нём изложена технология транспорта газа с описанием оборудования на ком­
прессорных станциях. Рассмотрены методы расчётного определения режимов работы ком­
прессорных станций и линейной части магистрального газопровода. Представлены инже­
нерные решения, направленные на повышение эффективности эксплуатации компрессор­
ных станций магистральных газопроводов. В приложении дан пример расчёта линейной
части магистрального газопровода.
Учебное пособие предназначено для обучающихся в университете на направлении
подготовки 13.03.03 «Энергетическое машиностроение», профиль «Тепловые установки в
энергетике и нефтегазовой отрасли». Может быть полезно специалистам, занимающимся
вопросами эксплуатации компрессорных станций магистральных газопроводов.
УДК 622.691.4:621.438:621.515.1 (075.8)
ББК 3762.9-5я7
ISBN 978-5-7389-2758-4
© Бердник А. Н., 2019
© Тихоокеанский государственный
университет, 2019
ВВЕДЕНИЕ
Газовая промышленность - одна из ведущих отраслей топливно-энер­
гетического комплекса, от состояния которой зависят технический прогресс
и темпы развития народного хозяйства страны.
Бесперебойная поставка газа необходима многим отраслям промыш­
ленности и населению. Для этой цели служит Единая система газоснабже­
ния (ЕСГ), которая начала создаваться с 1956 года. ЕСГ представляет собой
соединение крупных систем магистральных газопроводов или закольцован­
ных региональных систем газоснабжения. Одним из элементов ЕСГ явля­
ются и компрессорные станции, которые обеспечивают возможность манев­
рирования потоками газа, экономичное распределение нагрузок между га­
зопроводами и промыслами в соответствии с их технико-экономическими
характеристиками для того, чтобы обеспечить в любой момент подачу газа
в необходимом количестве при переменных нагрузках газопотребления.
В настоящее время на территории России ПАО «Газпром» эксплуати­
рует более 150 тыс. км магистральных газопроводов. Магистральные газо­
проводы диаметром 1020-1420 мм составляют свыше 60 % от общего коли­
чества газопроводов. Действуют более 270 компрессорных станций общей
установленной мощностью свыше 50 млн. кВт. Средняя дальность транс­
портировки газа составляет около 2512 км.
Проблемы энергосбережения в газовой промышленности очень акту­
альны и сегодня и в будущем. Основной путь уменьшения энергетических
затрат на перекачку газа по магистральному газопроводу - постепенная за­
мена устаревших газоперекачивающих агрегатов на агрегаты нового поко­
ления. Привлечены к разработке новых газоперекачивающих агрегатов за­
рубежные компании. Совместно с российскими предприятиями фирмы
«Nuovo Pignone», «Cooper-Rolls», «Praft & Whitneu» и другие проводят ра­
боты по увеличению ресурса, надёжности и обеспечения экологической без­
опасности двигателей газоперекачивающих агрегатов.
Материал учебного пособия базируется на современном подходе к
анализу и решению проблем при эксплуатации компрессорных станций на
магистральных газопроводах, а также методах расчётного определения ре­
жимов работы компрессорных станций и линейной части магистрального
газопровода, и призван оказать неоценимую помощь обучающимся по
направлению подготовки 13.03.03 «Энергетическое машиностроение», про­
филя «Тепловые установки в энергетике и нефтегазовой отрасли».
3
1. ОСОБЕННОСТИ ДАЛЬНЕГО ТРАНСПОРТА
ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
1.1. Структура магистрального газопровода
Развитие газовой и ряда смежных отраслей промышленности сегодня
в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплу­
атации и обслуживания систем трубопроводного транспорта природных га­
зов из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные и
центральные районы страны. Оптимальный режим эксплуатации маги­
стральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном исполь­
зовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на
компримирование (сжатие) и транспортировку газа по газопроводу. В зна­
чительной степени этот режим определяется работой компрессорных стан­
ций, устанавливаемых по трассе магистрального газопровода.
Под магистральным газопроводом следует понимать комплекс соору­
жений, предназначенных для транспортировки природного или попутного
нефтяного газа от газовых или нефтяных промыслов к потребителям газа
(городам, посёлкам, промышленным предприятиям и электростанциям).
Имеются также магистральные газопроводы, перекачивающие искусствен­
ный газ от газосланцевых или коксогазовых заводов.
Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до
нескольких тысяч километров. Большинство газопроводов, сооруженных с
1958 г., имеет диаметр труб от 720 до 1220 мм [Нормы технологического...].
При увеличении диаметра труб наряду со значительным увеличением про­
изводительности транспортировки газа играет большую роль экономия ме­
талла, снижаются затраты на строительство и эксплуатацию газопроводов.
В связи с этим, например, для сооружения системы газопроводов Западная
Сибирь - Центр применены трубы диаметром до 2500 мм, а производитель­
ность этой системы измеряется сотнями миллиардов кубических метров
газа в год.
Газ по газопроводу движется либо при помощи пластового давления,
либо при помощи компрессорных станций, расположенных вдоль газопро­
вода. Расстояния, на которых должны располагаться компрессорные стан­
ции, определяются гидравлическим расчётом.
4
Магистральный газопровод представляет собой сложное инженерное
сооружение, в состав которого входят (рис. 1.1):
1. Газовые промыслы (ГП).
2. Головные сооружения (ГС).
3. Дожимные компрессорные станции (ДКС).
4. Головные компрессорные станции (ГКС)).
5. Стальной трубопровод с ответвлениями, запорной арматурой и ли­
нейными сооружениями.
6. Компрессорные станции (КС).
7. Газораспределительные станции (ГРС).
8. Дома линейных ремонтёров и аварийно-ремонтные пункты (АРП).
9. Устройства линейной и станционной связи.
10. Устройства катодной, протекторной и дренажной защиты.
11. Подземные хранилища газа (ПХГ).
12. Вспомогательные сооружения.
Рис. 1.1. Структурная схема магистрального газопровода
Газовые промыслы могут быть газовыми или газоконденсатными, но
требования к технологическим схемам обустройства общие.
Головные сооружения располагаются вблизи газовых промыслов и в
своём составе имеют установки по очистке от механических примесей,
осушке от влаги и одоризации (придание специфического запаха) газов.
5
После головных сооружений очищенный и осушенный газ поступает
в магистральный газопровод. Магистральный газопровод может быть по­
стоянного и переменного диаметра. В некоторых случаях он состоит из двух
или нескольких газопроводов, уложенных параллельно по одной трассе.
В зависимости от рабочего давления устанавливают три класса маги­
стральных газопроводов:
1. Высокого давления (более 2,5 МПа).
2. Среднего давления (от 1,2 до 2,5 МПа включительно).
3. Низкого давления (до 1,2 МПа включительно).
В настоящее время максимально допустимое рабочее давление в ма­
гистральных газопроводах достигает 5,5 МПа.
Однако анализ зависимости относительно стоимости строительства
линейной части магистральных газопроводов от рабочего давления показал,
что значительное снижение удельных затрат на линейную часть магистраль­
ного газопровода (при постоянном его диаметре) может быть достигнуто
при повышении в нём давления до 7,5-10 МПа [Козаченко].
Для отключения отдельных участков газопровода на магистральном
газопроводе предусматривается установка отключающей арматуры, на рас­
стоянии не более чем через 25 км.
Кроме того, установка отключающей арматуры обязательна в следу­
ющих местах:
1. На обоих берегах водных преград при пересечении их газопроводом
в две нитки и более.
2. При каждом ответвлении магистрального газопровода.
3. По обеим сторонам проезжего автомобильного моста при про­
кладке по нему газопровода.
4. На участках газопроводов, примыкающих к компрессорным стан­
циям, на расстоянии 500-700 м от границ территории компрессорной стан­
ции (краны безопасности).
Линейные краны на магистральных газопроводах устанавливаются с
ручным пневматическим или пневмогидравлическим приводом.
Для опорожнения газопровода на обеих сторонах участков между от­
ключающей арматурой устанавливаются продувочные свечи (на расстоянии
не менее 5 м от отключающей арматуры при диаметре газопровода до 500
мм и не менее 15 м - при диаметре газопровода более 500 мм). Высота про­
6
дувочной свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли. Её диаметр опре­
деляется исходя из условия опорожнения участка газопровода между запор­
ными кранами в течение 1,5-2 ч.
Для контроля наличия конденсата и выпуска его на магистральных га­
зопроводах устанавливаются конденсатосборники. Узлы управления арма­
турой конденсатосборников помещаются в наземных вентилируемых киос­
ках, выполненных из несгораемых материалов.
Вдоль трассы газопровода через 20-25 км располагаются дома линей­
ных ремонтёров. На пересеченной местности при наличии рек, болот, ис­
кусственных сооружений, а также при тяжёлых климатических условиях
района дома линейных ремонтёров могут располагаться и чаще. Линейные
ремонтёры имеют телефонную или спутниковую связь как с ближайшей
компрессорной станцией или аварийно-ремонтным пунктом, так и между
собой.
На новых газопроводах, проходящих по пустынным и полупустын­
ным районам, дома для линейных ремонтёров не предусматриваются.
Трасса осматривается в основном с вертолетов линейным мастером или
начальником ремонтно-восстановительной службы.
Для предохранения металла труб от коррозии на газопроводах соору­
жается непрерывно действующая электрозащита. Для предохранения от
почвенной коррозии применяется катодная или протекторная защита, а от
блуждающих токов - электродренажная защита.
Следует отметить, что при наличии большого пластового давления на
скважинах промысла в первый период эксплуатации ГКС не строится. В
дальнейшем при понижении пластового давления при головных сооруже­
ниях строятся ДКС, которая повышает давление газа перед подачей его на
ГКС.
ГКС - это первая КС, не считая ДКС, на магистральном газопроводе.
Головная станция создаёт необходимые давление и расход газа для подачи
в следующую КС, называемую уже промежуточной или линейной компрес­
сорной станцией. На ГКС могут устанавливаться дополнительные, по срав­
нению с линейной КС, аппараты для очистки и осушки газа и узел замера
газа. Сооружается ГКС вблизи промысла и предназначена для приёма газа,
очистки и повышения давления в газопроводе до рабочего.
В результате гидравлического сопротивления в магистральном трубо­
проводе давление вдоль него падает. Поэтому на магистральных газопрово­
7
дах сооружаются КС, предназначенные для повышения давления до вели­
чин, определяемых прочностью металла труб. При этом пропускная способ­
ность газопровода значительно возрастает. В связи с этим магистральный
газопровод разбивается на отдельные участки длиной 100-150 км, на стыках
которых сооружаются КС. Длина участков рассчитана, исходя из падения
давления газа на одном участке не более чем на 1,6-2,5 МПа [Коршак,
Нечваль].
На КС имеются:
1. Один или несколько компрессорных цехов.
2. Электростанция или трансформаторная подстанция.
3. Система водоснабжения с насосными станциями, циркуляционной
системой охлаждения компрессорных агрегатов, водонапорной башней,
градирней и резервуаром для хранения пожарного запаса воды.
4. Узел связи.
5. Установка по регенерации масел со складом горюче-смазочных ма­
териалов.
6. Химическая лаборатория, котельная, механическая мастерская.
7. Установка масляных пылеуловителей.
8. Приёмные и нагнетательные коллекторы газа с отключающей арма­
турой.
9. Автотранспортный парк и материальный склад.
На магистральных газопроводах для перекачки газа применяются два
вида КС, имеющих разные технологические схемы:
1. Оборудованные газомоторными компрессорами (ГМК).
2. Оборудованные центробежными нагнетателями (ЦН) с приводом от
газовых турбин (газотурбинные установки (ГТУ)) или электродвигателей.
ГМК, как правило, включаются параллельно. Турбокомпрессоры в за­
висимости от расхода газа или необходимой степени сжатия могут вклю­
чаться как параллельно, так и последовательно, а также отдельными груп­
пами, последовательно-параллельно.
На магистральных газопроводах в основном применяются газомотор­
ные компрессоры типа 10ГК мощностью 736 кВт. Они устанавливаются
только на газопроводах сравнительно малой производительности или же на
КС, работающих на переменном режиме [Справочник по проектирова­
нию...].
С 1950 г. в связи с бурным развитием газовой промышленности и всё
возрастающими требованиями транспортировки больших количеств газа
8
начали внедряться турбокомпрессоры - ЦН с приводом от газовых турбин
и электродвигателей.
Турбокомпрессорные агрегаты имеют значительные преимущества
перед газомоторными компрессорами. Так, например, если мощность газо­
моторного компрессора 10ГК составляет 736 кВт, то мощность газовых тур­
бин ГТ-700-4 и ГТ-700-5, являющихся приводом ЦН, более 3700 кВт. Мак­
симальный КПД 1ОГК составляет 23 %, а КПД газотурбинных двигателей
достигает до 30 % и выше.
В последние годы в РФ выпущено несколько новых типов газовых
турбин, применяющихся для привода ЦН различной производительности.
Это газовые турбины ГТ-750-6 мощностью 6000 кВт и ГТК-10 мощностью
10000 кВт, газовая турбина ГТУ-6 мощностью 6000 кВт, газовые турбины
ГТУ-16 мощностью 16000 кВт и ГТК-25 мощностью 25000 кВт.
Для снабжения газом населённых пунктов и промышленных предпри­
ятий от магистральных газопроводов сооружаются отводы, по которым газ
поступает на ГРС.
Основное назначение ГРС - снижение давления газа и поддержание его
на заданном уровне. На ГРС производится очистка газа, замер количества
(расхода) газа перед подачей его потребителю и его одоризация. Газ с дав­
лением 0,3 и 0,6 МПа поступает на городские газораспределительные пункты
(ГРП), газорегулирующие пункты потребителя (ГРПП) и с давлением 1,2 и 2
МПа - к специальным потребителям (ТЭЦ, ГРЭС и др.).
На выходе ГРС должна обеспечиваться подача заданного количества
газа с поддержанием рабочего давления в соответствии с договором между по­
ставщиком и потребителем с точностью до 10 %.
На рис. 1.2 представлена технологическая схема ГРС с её основными уз­
лами.
Узел переключения ГРС (см. рис. 1.2) предназначен для переключения
потока газа высокого давления с автоматического на ручное регулирование
давления по обводной линии, а также для предотвращения повышения дав­
ления в линии подачи газа потребителю с помощью предохранительной арма­
туры. Располагается, как правило, в отдельном здании или под навесом, за­
щищающим узел от атмосферных осадков.
Узел переключения (см. рис. 1.2) включает в себя входной и выходной
трубопроводы с запорной арматурой (краны 1 и 11). В качестве запорной
арматуры применяются краны с ручным или пневмоприводом. Давление на
9
входе и выходе контролируется с помощью манометров. В узле переключе­
ния есть обводная линия с двумя запорными устройствами (краны 12 и 13).
Первый по ходу - кран с пневмоприводом, второй - с ручным приводом. Об­
водная линия (байпас) предназначена для кратковременной подачи газа на пе­
риод ревизии, профилактики, замены и ремонта оборудования ГРС. Нормаль­
ное положение запорной арматуры на обводной линии - закрытое. Регулирова­
ние давления газа, поступающего к потребителям, при работе ГРС по обводной
линии осуществляется вручную краном 13 при открытом кране 12. Для защиты
сетей потребителя на выходном трубопроводе устанавливаются пружинные
предохранительные клапаны (ПИК). Для возможности ревизии и настройки
клапанов, не отключая потребителей, между трубопроводами и клапанами
устанавливается трёхходовой кран (КТС). Рабочее положение трёхходового
крана - открытое в сторону одного из ПИК и опломбированное. В узле пере­
ключения имеется возможность для продувки входного и выходного трубо­
проводов через свечу, вынесенную за пределы площадки ГРС.
Рис. 1.2. Технологическая схема ГРС: I -у з е л переключения; / / - у з е л очистки
газа; III - у з е л предотвращения гидратообразования; IV -у з е л редуцирования
газа; V - узел учета газа; VI—узел одоризации
10
Узел очистки газаГРС (см. рис. 1.2) предназначен для предотвращения по­
падания механических (твёрдых и жидких) примесей в технологическое и газоре­
гуляторное оборудование и средства контроля и автоматики ГРС и потребителя.
Наличие различных примесей приводит к преждевременному износу са­
мого магистрального газопровода, запорной и регулирующей арматуры, а
также к нарушению работы контрольно-измерительных и регулирующих при­
боров. Вода и конденсат, скапливаясь в пониженных местах, сужают сечение
магистрального газопровода и способствуют образованию в нём кристаллогид­
ратов. Поэтому транспортируемый газ подвергается очистке в специальных аппа­
ратах.
Для очистки газа на ГРС используются сетчатые волосяные фильтры, висциновые фильтры, масляные пылеуловители, мультициклонные и циклонные се­
параторы.
Условием безопасной эксплуатации газопроводов, сосудов, аппаратов,
оборудования и приборов на ГРС является своевременное обнаружение уте­
чек газа.
Присутствие газа в помещениях может быть обнаружено с помощью авто­
матических систем и приборов. Однако наиболее простым способом, обнару­
жения газа в воздухе является определение его по запаху. С этой целью газу
придают особый неприятный запах - одорируют, вводя этилмеркаптан или
смесь природных меркаптанов (см. рис. 1.2).
Газ, транспортируемый по магистральным газопроводам, содержит зна­
чительное количество влаги. Эта влага с углеводородами при определённой
температуре и давлении может образовывать кристаллогидраты, что нарушает
нормальную работу системы регулирования давления газа на ГРС и может
привести к полному прекращению подачи газа потребителю.
Узел предотвращения гидратообразований (см. рис. 1.2) предназначен для
предотвращения обмерзания арматуры и образования кристаллогидратов в га­
зопроводных коммуникациях и арматуре.
В качестве мер по предотвращению гидратообразований можно приме­
нять:
1. Общий или частичный подогрев газа.
2. Местный обогрев корпусов регуляторов давления.
3. Ввод метанола в газопроводные коммуникации.
Для ликвидации гидратообразования на ГРС с производительностью до
50000-70000 м3/ч целесообразно применять общий подогрев газа. В зависимости
от производительности ГРС применяются подогреватели и теплообменники
11
типов «труба в трубе» и «кожухотрубные». На станциях с производительностью
более 70000 м3/ч экономически целесообразно применять местный обогрев кор­
пусов регуляторов давления и регулирующих клапанов.
Местный подогрев газа предусматривает обогрев регулятора давления.
Корпус регулятора в этом случае заключается в «рубашку», которая изготав­
ливается из листовой стали. К «рубашке» подводятся трубы системы отопле­
ния ГРС. Для сокращения тепловых потерь в окружающую среду трубы и
«рубашки» покрывают теплоизоляцией.
Установлено, что гидраты в редуцирующих устройствах образуются во
входной части регулятора при контакте влажного газа с его поверхностью,
охлаждённой при дросселировании газа и конденсации водяных паров в ре­
гуляторе. В результате охлаждения газа при редуцировании давления в связи с
большой теплопроводностью материала охлаждается корпус регулятора и
часть подводящего трубопровода до такой же температуры, как и температура
охлаждённого газа. Это создает благоприятные условия для конденсации водя­
ных паров, находящихся в газе, и образования гидратов в регулирующих клапа­
нах.
С помощью обогрева корпуса регулятора температура его стенок ста­
новится выше температуры точки росы водяных паров, поэтому гидраты не об­
разуются. За клапаном гидраты тоже не образуются, поскольку в результате рас­
ширения газа при дросселировании точка росы водяных паров в газе понижается
и при условиях, существующих на ГРС, обычно находится ниже температуры
газа.
Обогрев регуляторов не требует большого количества тепла и больших
затрат на оборудование системы обогрева.
Наиболее простым и надёжным в борьбе с гидратообразованием и об­
мерзанием показал себя общий подогрев газа.
Общий подогрев газа может осуществляться с помощью:
1. Водогрейных котлов и теплообменников различных типов, ис­
пользующих горячую воду в качестве теплоносителя.
2. Горячего пара, подаваемого в теплообменник от промышленных паро­
котельных установок.
3. Огневых подогревателей без промежуточного теплоносителя.
4. Электрических нагревателей воды в системе подогрева газа.
5. Огневых подогревателей с промежуточным теплоносителем.
Метанольные установки предназначены для заливок метилового спирта в
магистральный газопровод. Заливки метанола в магистральный газопровод
12
производятся для предупреждения гидратообразования и разложения уже обра­
зовавшихся гидратных соединений. При этом метанол образует с жидкой
влагой спиртоводные смеси, температура замерзания которых значительно
ниже нуля. Пары воды поглощаются из газа, что значительно снижает точку
росы, и, следовательно, создаются условия для разложения гидратов.
В узле учёта расхода газа (см. рис. 1.2) применяются расходомеры пе­
ременного перепада давления в комплекте с сужающими устройствами. Преоб­
разователем является камерная диафрагма, которая устанавливается на выходе
ГРС. Измеряя разность статических давлений потока газа до и после диа­
фрагмы, можно узнать расход газа. Перепад давления измеряется дифферен­
циальным манометром, шкала которого градуирована в единицах расхода.
Для измерения перепада давления применяются поплавковые, мембран­
ные и сильфонные дифманометры.
Дифманометры всех систем изготавливаются показывающими и самопи­
шущими, с суммирующим устройством и без него.
Наибольшее распространение на ГРС получили дифманометры поплавко­
вые (ДП), мембранные (ДМ), мембранные компенсационные (ДМПК), сильфон­
ные самопишущие (ДСС) и сильфонные пневматические (ДСП) [Козаченко].
Для регистрации температуры применяют показывающие ртутные
термометры, манометрические термометры ТГС-712.
Для измерения малых количеств газа при низких статических давлениях
применяются газовые объёмные счётчики.
Узел редуцирования газа (см. рис. 1.2) предназначен для снижения и ав­
томатического поддержания заданного давления газа, подаваемого потребителю.
Узел редуцирования состоит из газорегулирующего оборудования (ре­
гуляторов давления), линий редуцирования, запорной арматуры (пневмоприводных кранов, ручных кранов, задвижек), сбросных свечей, системы защитной
автоматики и аварийной сигнализации.
Под автоматическим регулированием давления понимается поддержание
без вмешательства человека давления газа в необходимом объёме в условиях
нестабильного давления поступающего газа и меняющегося количества подачи
газа потребителю.
Автоматическое регулирование осуществляется путём автоматического
изменения степени открытия дросселирующего органа регулятора, вследствие
чего изменяется гидравлическое сопротивление потоку газа.
При увеличении гидравлического сопротивления дросселирующего ор­
гана (прикрытие затвора) перепад давления на нём возрастает, что приводит
13
к снижению давления за регулятором. При уменьшении гидравлического сопро­
тивления (открытие затвора) перепад давления падает, и давление за регуля­
тором увеличивается, но не более чем до значения давления перед регулятором.
Регуляторы давления являются основным элементом ГРС, предназначен­
ным для автоматического понижения давления газа от начального (входного) до
расчётного и поддержания последнего постоянным в заданном диапазоне (с
учётом неравномерности регулирования) независимо от изменения расхода газа
и колебаний входного давления в определённых пределах.
Конструктивное исполнение и размеры регуляторов определяются усло­
виями их эксплуатации, расчётной пропускной способностью, входным и выход­
ным давлением, характеристикой регулируемого объекта (системы газопроводов)
[Котляр, Пиляк].
По принципу работы регуляторы делятся на две группы:
1. Прямого действия (регуляторы давления).
2. Непрямого действия (регулирующие клапаны).
Регуляторы давления прямого действия (РПД) - это устройства для
автоматического регулирования давления рабочей среды путём изменения
её расхода и управляемые непосредственно энергией рабочей среды (рабо­
чая среда - транспортируемый газ).
Благодаря использованию в РПД только энергии рабочей среды без
посторонних источников энергии, они получили наибольшее распростране­
ние на ГРС.
Регуляторы давления непрямого действия характеризуются наличием
усилителя, воспринимающего и усиливающего измерительный импульс.
Усиленное и преобразованное значение измерительного импульса подаётся
уже в виде командного импульса на привод исполнительного механизма.
Регуляторы непрямого действия разделяются на приборные и пилот­
ные.
Приборные регуляторы состоят из исполнительного механизма - ре­
гулирующего клапана или заслонки и командного прибора - собственно ре­
гулятора. Командные приборы в зависимости от типа системы могут иметь
пневматический, гидравлический или электрический выход. Для питания
усилителей используется посторонний пневматический, гидравлический
или электрический источник энергии, либо энергия транспортируемого при­
родного газа.
14
Пилотные регуляторы непрямого действия характеризуются нали­
чием усилителя-пилота, рассчитанного для работы только с данным испол­
нительным механизмом и имеющим специфические пределы выходного
давления. Питание пилотов осуществляется транспортируемым газом. Регу­
лятор давления непрямого действия содержит исполнительное устройство
(регулирующий клапан), а также управляющее устройство (пилот).
Газорегуляторные пункты (ГРП) являются связующим звеном между
ГРС и газовыми сетями и сооружаются на территории городов, посёлков,
промышленных и коммунальных предприятий. Они могут быть сетевыми,
питающими отдельные участки распределительных сетей низкого и сред­
него давления и объектов, подающими газ конкретному предприятию. На
ГРП осуществляется снижение давления и автоматическое поддержание его
на заданном уровне, производится очистка газа от механических примесей
и защита трубопроводов от повышения давления [Котляр, Пиляк].
По величине давления газа на выходе ГРП классифицируют как: сред­
него давления (0,005-0,3 МПа) и высокого давления (0,3-1,2 МПа).
ГРП в отдельно стоящих зданиях имеют давление газа на выходе до
1,2 МПа и пропускную способность от 1500-100000 м3/ч.
По количеству линий редуцирования ГРП условно разделяются на две
группы:
1. Одна линия редуцирования с одним регулятором при наличии сво­
бодной линии (байпас).
2. Одна рабочая и одна резервная линии (без байпаса). Эта схема при­
меняется при давлении газа на входе более 0,6 МПа и производительности
более 5000 м3/ч.
Устойчивая работа регуляторов наблюдается при загрузке 0-80 % от
максимальной пропускной способности.
Если условия работы регуляторов отличаются от паспортных, то не­
обходим пересчёт максимальной пропускной способности.
На ГРС в качестве средств измерения расхода газа используются сле­
дующие средства [Козаченко]:
1. Устройства сужающие быстросменные.
2. Манометры дифференциальные сильфонные самопишущие.
3. Турбинные газовые счётчики.
4. Многониточные измерительные микропроцессорные комплексы
«Суперфлоу-П».
15
ГРС подразделяются на три группы в зависимости от производительно­
сти, исполнения и количества выходных коллекторов: малой, средней и боль­
шой производительности.
К ГРС малой производительности относятся ГРС с производительностью
от 1 до 50 000 м3/ч. Они предназначены для редуцирования газа при газоснаб­
жении небольших бытовых, сельскохозяйственных и промышленных объектов.
Они полностью изготавливаются в заводских условиях и размещаются в шкафах
или в капитальных зданиях. Форма обслуживания - централизованная без об­
служивающего персонала на ГРС (когда плановые профилактические и ре­
монтные работы осуществляются один раз в неделю персоналом службы ГРС)
или периодическая, с обслуживанием в одну смену одним оператором, перио­
дически посещающим ГРС для выполнения профилактических работ со­
гласно утвержденному графику.
К ГРС средней производительности относятся ГРС с производительно­
стью от 50000 до 160000 м3/ч. Обычно это блочно-комплектные (БК) станции,
предназначены для газоснабжения городов, населённых пунктов и промыш­
ленных потребителей газа из магистральных газопроводов высокого давле­
ния (1,2-5,5 МПа). При заводском исполнении БК ГРС поставляются в виде
комплектных технологических и строительных блоков.
К ГРС большой производительности относятся ГРС с производитель­
ностью от 160000 до 1 000000 м3/ч и более. ГРС большой производительно­
сти выполняются по индивидуальным заказам. Отечественные ГРС отлича­
ются большим объёмом строительно-монтажных работ (здания, теплоснаб­
жение, водоснабжение, канализация, электроснабжение).
Добыча и транспорт газа по магистральным газопроводам не могут в
точности соответствовать газопотреблению. Обычно максимальная про­
пускная способность газопровода должна обеспечивать среднегодовую по­
требность в газе.
Газ с промысла в магистральный газопровод подается в основном рав­
номерно, в то время как газопотребление происходит неравномерно. Коле­
бания расхода газа наблюдаются в течение суток, по дням недели, месяцам
и сезонам года.
Существуют следующие периоды минимального и максимального газопотребления:
1.
Ночные часы с минимальным расходом газа и дневные часы с уве­
личением по сравнению со среднесуточным расходом (суточная неравно­
мерность).
16
2. Воскресные дни с пониженным расходом против остальных дней
недели (недельная неравномерность).
3. Летние месяцы с минимальным расходом и зимние месяцы с мак­
симальным расходом (сезонная неравномерность).
На расход газа в газопроводах значительно влияют колебания темпе­
ратуры наружного воздуха, причём летом расход газа примерно в 1,5 раза
меньше, чем зимой.
В настоящее время на магистральных газопроводах суточная неравно­
мерность газопотребления регулируется за счёт аккумулирующей способ­
ности конечного участка газопровода. Недельная неравномерность газопо­
требления также может частично или полностью покрываться за счёт ёмко­
сти участка магистрального газопровода после последней КС и за счёт ём­
кости всего магистрального газопровода.
Поступление газа с промыслов в газопровод в дни минимального га­
зопотребления превышает газопотребление, и газопровод наполняется до
максимально допустимого давления на выходе из КС. В дни максимального
газопотребления недостаток газа (по сравнению с поступлением его с газо­
вых промыслов) возмещается из ёмкости газопровода. Покрытие неравно­
мерности газопотребления в течение суток, а также недельной неравномер­
ности за счёт ёмкости газопровода возможно на магистральных газопрово­
дах сравнительно небольшой ёмкости, объём которых составляет не менее
50 % от суточной пропускной способности газопровода. Однако использо­
вать газопроводы небольшой протяжённости даже больших диаметров для
покрытия суточной и недельной неравномерности не представляется воз­
можным. В этих случаях суточная неравномерность может покрываться пу­
тём организации газгольдерных парков, что при больших расходах тоже не
является достаточно эффективным.
Чтобы устранить сезонную неравномерность газопотребления, со­
здают ПХГ для закачки в них излишков газа летом с последующим исполь­
зованием его при необходимости зимой.
ПХГ даёт возможность более полно использовать пропускную спо­
собность магистральных газопроводов, обеспечивает резерв в случае ава­
рии, а также создает условия для более нормальной работы газовых промыс­
лов и магистральных газопроводов.
Летом в ПХГ через скважины специальными КС, оборудованными
ГМК, закачивают газ в пласты, оттесняя воду и создавая большие объёмы
17
для накопления газа. Зимой газ через те же скважины под давлением пласта
подается в городские сети.
1.2. Устройство магистральных газопроводов
Для сооружения магистральных газопроводов применяются бесшов­
ные или сварные трубы из низколегированных или малоуглеродистых ста­
лей с максимальным содержанием углерода в металле труб не более 0,27 %.
Сталь труб должна хорошо свариваться [Нормы технологического...].
Показатели, характеризующие химический состав и механические
свойства металла труб, допускаемых к применению для магистральных га­
зопроводов, должны удовлетворять требованиям технических условий или
ГОСТ.
Поставляемые для сооружения магистральных газопроводов трубы
имеют сертификаты завода-изготовителя, в которых должны быть указаны:
1. Номинальный размер труб.
2. Номер технического условия, по которым изготовлены трубы.
3. Марка стали.
4. Результаты механических испытаний.
5. Результаты гидравлических испытаний.
На каждой трубе на расстоянии около 500 мм от одного из концов
должны быть выбиты клейма:
1. Марка стали.
2. Месяц и год изготовления трубы.
3. Номинальные размеры по толщине стенки и диаметру.
4. Товарный знак завода и клеймо ОТК.
5. Номер трубы.
6. Номера плавок, из которых изготовлена труба.
Клейма выбиваются вблизи от продольного шва. Участок клеймения
обводится черной краской.
Каждая труба должна подвергаться на заводе-изготовителе гидравли­
ческому испытанию внутренним давлением, создающим в металле труб
кольцевые напряжения, равные 90 % от предела текучести металла в гото­
вой трубе. Расчёт напряжений ведётся по минимальной толщине стенки
трубы.
18
Колена изготовляются путём гнутья бесшовных или прямошовных
труб (но не со спиральным швом), применяемых для строительства маги­
стральных газопроводов.
Чтобы иметь возможность отключать отдельные участки газопровода
для ремонтных работ, а также для сохранения газа во время аварийных раз­
рывов газопровода, на магистральных газопроводах не реже чем через 2 0 25 км устанавливают запорную отключающую арматуру. Кроме того, запор­
ная арматура устанавливается во всех ответвлениях к потребителям газа, на
шлейфах КС, на берегах рек и др.
Чтобы иметь возможность сбрасывать газ при необходимости опо­
рожнения газопровода, запорную арматуру устанавливают также и на све­
чах.
В качестве запорной арматуры применяются краны, задвижки и вен­
тили.
Запорная арматура для определенного диаметра газопровода и рабо­
чего давления газа выбирается согласно ГОСТ (ГОСТ устанавливает диа­
метры условных проходов, для которых изготовляется запорная арматура)
[Нормы технологического...].
Условным проходом dy называется номинальный внутренний диа­
метр прохода в присоединительных концах арматуры. Часто путают услов­
ный проход с внутренним диаметром. Необходимо иметь в виду, что при
одном и том же условном проходе внутренний диаметр может быть разным.
Постоянным является наружный диаметр трубы (он должен соответство­
вать стандарту), а внутренний диаметр изменяется в зависимости от тол­
щины стенки трубы. Так, например, труба с условным диаметром dy = 700
мм имеет наружный диаметр 720 мм, а толщину стенки от 8 до 10 мм, от­
сюда внутренний диаметр трубы будет изменяться от 700 до 704 мм.
ГОСТ устанавливает условное давление в зависимости от рабочего
давления, температуры газа и свойств металла, из которого изготовлена ар­
матура.
Кранами называется такая запорная арматура, которая закрывает или
открывает проход жидкости или газа путём поворота пробки.
По конструкции краны делятся на простые поворотные краны с вы­
движной пробкой и краны с принудительной смазкой; по способу присоеди­
нения к трубопроводу - на фланцевые, муфтовые и с концами под приварку;
19
по роду управления - с ручным управлением, с пневмоприводом и с пневмогидравлическим приводом. Последние имеют дублирующий ручной при­
вод.
На магистральных газопроводах применяются краны с принудитель­
ной смазкой на давление до 6,4 МПа, а также краны со сферическим затво­
ром.
Краны с ручным управлением для надземной или колодезной уста­
новки выполняются с концами для фланцевого соединения и под приварку.
Такие краны устанавливаются на линейной части магистральных газопро­
водов, на свечах и обводных линиях основных кранов, на надземных трубо­
проводах КС и ГРС и на обвязке ГМК.
Краны с ручным приводом для бесколодезной подземной установки
выполняются только с концами под приварку. Такие краны устанавлива­
ются на линейной части магистральных газопроводов и на узлах подключе­
ния КС.
Широкое распространение на магистральных газопроводах нашли
краны с пневматическим приводом. По конструкции деталей запорных ор­
ганов (корпуса и пробки) краны, снабженные пневматическим приводом,
аналогичны кранам с ручным управлением.
Основной недостаток описанных выше кранов - большое гидравличе­
ское сопротивление вследствие малого проходного сечения по сравнению с
проходным сечением трубы. Так; например, в газопроводе из труб диамет­
ром 720 мм проходное сечение пробки составляет всего 46 % проходного
сечения трубы. Шаровые краны с dy = 1000 мм имеют проходной диаметр
630 мм. Проходное сечение отверстия этого крана составляет 83 % сечения
трубы диаметром 700 мм и 40 % сечения трубы диаметром 1020 мм.
Для устранения вышеуказанных недостатков сконструированы шаро­
вые равнопроходные краны с dy = 1000 мм, в которых проходное сечение
пробки равно сечению трубопровода. Разработана также документация и из­
готовлены опытные образцы шаровых равнопроходных кранов с условными
проходами 300, 400, 500, 700 и 1200 мм. Шаровые равнопроходные краны с
dy = 1000 мм изготавливаются двух типов: для колодезной и бесколодезной
установки.
Запорная арматура, в которой проход открывается путём подъёма
плоского диска перпендикулярно движению среды, называется задвижкой.
20
На магистральных газопроводах применяют только стальные за­
движки на давление до 6,4 МПа с условным проходом от 50 до 600 мм.
Для задвижек, устанавливаемых на подземных участках газопровода,
строятся специальные колодцы, дающие возможность обслуживать арматуру (набивать и подтягивать сальники, смазывать, красить и т. д.). Присо­
единительные концы задвижек делаются как под приварку, так и для флан­
цевого соединения.
Шпиндель задвижек делается выдвижным и невыдвижным. В за­
движке с выдвижным шпинделем резьбовая втулка находится вне корпуса,
и поэтому она доступна для осмотра и смазки. В задвижках с невыдвижным
шпинделем резьбовая часть находится внутри корпуса и, следовательно, для
осмотра и смазки недоступна. Такие задвижки по высоте меньше, чем за­
движки с выдвижным шпинделем.
Привод задвижек может быть ручной, гидравлический и электриче­
ский.
Применяемые на магистральных газопроводах вентили служат глав­
ным образом как запорная арматура на контрольно-измерительных прибо­
рах, конденсатосборниках, узлах запорных устройств и др. Нормальной
установкой вентиля считается такая, при которой струя жидкости или газа
движется из-под клапана, так как в этом случае сальник не испытывает дав­
ления и меньше подвергается износу. На корпусе вентиля обычно делается
стрелка, показывающая направление движения рабочей среды из-под кла­
пана.
Большой недостаток вентилей - их значительное гидравлическое со­
противление (в 5—10 раз больше, чем у задвижек). Поэтому вентили изго­
товляются малых диаметров. Максимальный условный проход вентиля 200
мм.
Устанавливаемая на трассе магистрального газопровода запорная ар­
матура группируется в так называемые линейные отключающие узлы. В со­
ответствии с Правилами проектирования и сооружения магистральных га­
зопроводов линейные отключающие узлы устанавливаются [Нормы техно­
логического...]:
1. На линейной части газопровода не реже чем через 25 км.
2. На всех отводах и ответвлениях от магистральных газопроводов.
3. На участках газопроводов, примыкающих к КС.
4. На всех нитках многониточных водных переходов.
5. По обеим сторонам моста при прокладке по нему газопровода.
21
Следует отметить, что в настоящее время задвижки на вновь сооружа­
емых газопроводах не устанавливаются, а на многих старых газопроводах
задвижки заменяют на краны с соответствующей реконструкцией линейных
отключающих узлов.
В конструкцию линейного отключающего узла с крановой арматурой,
устанавливаемой непосредственно на газопроводе, входят основной кран,
соответствующий диаметру газопровода, обычно бесколодезной установки
с байпасом, и продувочные свечи с отключающими кранами, устанавливае­
мые на свечах.
Линейные отключающие узлы с кранами обычно ограждаются метал­
лической сеткой, которую укрепляют на железобетонных столбах. Сетка и
все металлические части, а также арматура покрываются алюминиевой
краской. Площадка внутри ограждения летом очищается от растительности,
а зимой от снега. Чтобы краны не были доступны для посторонних лиц,
двери ограды всегда должны быть на замке.
Линейные отключающие узлы с задвижками монтируют в специаль­
ных бетонных или кирпичных колодцах с раскрывающимися на две поло­
вины крышками, промежуточным полом (из съёмных щитов) и металличе­
ской лестницей для спуска в колодец.
Магистральные газопроводы, имеющие значительную протяжён­
ность, пересекают различные искусственные и естественные препятствия
(большие и малые реки, озера, болота, овраги, железные и шоссейные до­
роги) и различного рода инженерные сооружения (коллекторы, металличе­
ские и железобетонные трубопроводы, электрические и телефонные кабели,
подземные каналы и др.).
Пересечение магистрального газопровода с естественным или искус­
ственным препятствием называется переходом. На магистральных газопро­
водах переходы являются наиболее ответственными участками, так как до­
ступ к ним для ремонта или ликвидации повреждения очень затруднён, тре­
бует длительного времени, а во многих случаях применения специальных
механизмов (болотные тракторы, понтоны и др.).
В соответствии со строительными нормами и правилами магистраль­
ные газопроводы по предъявляемым требованиям к их конструкции, кон­
тролю качества сварных стыков и характеру испытания в зависимости от их
месторасположения, условий работы, требований безопасности, характера
грунта и других факторов разделяются на четыре категории (табл. 1.1).
22
Таблица 1.1
Категории магистральных газопроводов
Характеристика участка
Переходы через водные преграды:
подводные и надводные через судоходные преграды (в русловой части)
подводные через несудоходные преграды (в русловой части)
участки газопроводов, прокладываемые на заливаемых поймах при переходах
через водные преграды в одну нитку
участки газопроводов, прокладываемые на заливаемых поймах при переходах
через водные преграды в две нитки и более
Участки подземных трубопроводов, прокладываемые по болотам при укладке
их на основание с неустойчивыми грунтами (торф или т. п.) с несущей способ­
ностью менее 0,025 МПа
Участки подземных трубопроводов, прокладываемые по болотам, при укладке
на основание с устойчивыми грунтами с несущей способностью 0,025 МПа и
более
Подземные переходы через железные дороги общего пользования (на перего­
нах), включая участки по обе стороны дороги на расстоянии 40 м и от осей
крайних путей, но не менее 25 м от подошвы земляного полотна
Подземные переходы через подъездные железные дороги промышленных пред­
приятий, включая участки по обе стороны дороги на расстоянии 25 м от осей
крайних путей
Подземные переходы через автомобильные дороги I и II категорий, включая
участки по обе стороны дороги на расстоянии 25 м от подошвы насыпи земля­
ного полотна
Подземные переходы через автомобильные дороги III и IV категорий, включая
участки по обе стороны дороги на расстоянии 25 м от подошвы насыпи земля­
ного полотна
Подземные переходы через автомобильные дороги V категории, включая
участки по обе стороны дороги на расстоянии 15 м от подошвы насыпи земля­
ного полотна
Надземные переходы через железные дороги (на перегонах) и автомобильные
дороги всех категорий
Участки газопроводов, примыкающие к КС в пределах 250 м по обе стороны от
линии границ территории станции
Участки подземных газопроводов при пересечении их с линиями электропере­
дач напряжением 500 кВ и более в пределах охранной зоны
Участки подземных газопроводов при пересечении их с линиями электропере­
дач напряжением менее 500 кВ и более в пределах охранной зоны
Участки подземных газопроводов, прокладываемые в земляных насыпях
Подземные и надземные переходы через несложные препятствия (овраги,
балки, рвы, пересыхающие ручьи и др.)
Участки подземных газопроводов, прокладываемые вне переходов через искус­
ственные и естественные препятствия
Участки газопроводов, прокладываемые в тоннелях при пересечении селевых
потоков и конусов выноса
Категория
I
I
II
III
II
III
I
I
I
II
III
I
II
II
III
IV
IV
IV
I
23
Участки I категории сооружают из труб с утолщенной стенкой при 100
%-ном контроле монтажных сварных соединений физическими методами и
предварительном гидравлическом испытании при рисп = 1,25 рраб, где рраб
- рабочее давление газа в магистральном газопроводе.
Участки II категории сооружают из труб с утолщенной стенкой при
100 %-ном контроле монтажных сварных стыков физическими методами.
Участки III категории сооружают из труб с нормальной толщиной
стенки при 100 %-ном контроле монтажных сварных соединений физиче­
скими методами.
Участки IV категории сооружают из труб с нормальной толщиной
стенки при 5 %-ном контроле монтажных сварных стыков физическими ме­
тодами.
Подводные переходы (дюкеры) строятся в одну-две или больше ни­
ток.
Подводные переходы должны быть заглублены в дно реки, озера и т.
д. не менее чем на 0,5 м. Заглубление производится путём предварительного
рытья траншеи при помощи скреперов, гидромониторов или взрывным ме­
тодом. В исключительных случаях, когда рытьё траншеи не представляется
возможным (скальные грунты и др.), разрешается укладка газопровода
непосредственно по дну водной преграды с обязательной пригрузкой его
камнями. Чтобы не допустить всплытия газопровода, на него устанавливают
специальные грузы. Для укладки на пойменной части применяются железо­
бетонные грузы, на русловой - чугунные. Грузы, применяемые для балла­
стировки газопроводов на подводных переходах и поймах рек, а также на
болотных поймах и переходах через болота, изготовляются разных видов и
различного объёмного веса. Для предохранения изоляции газопровода от
разрушения при навеске грузов на изоляцию вдоль оси накладываются спе­
циальные рейки (футеровка), закрепляемые на газопроводе при помощи
проволоки.
В последнее время на заболоченных и периодически обводняемых
участках против всплытия газопровода вместо утяжеляющих грузов стали
применять более экономичные винтовые анкеры.
В соответствии с правилами речной инспекции для обеспечения без­
опасности прохождения различного вида судов по рекам все места подвод­
ных переходов через судоходные реки должны быть обозначены предупре­
24
дительными и сигнальными знаками. В процессе эксплуатации нитки пере­
ходов через водные преграды должны быть открыты и находиться в рабочем
состоянии.
Подземные пересечения газопроводом железных и автомобильных
дорог I-IV категорий осуществляются в защитных кожухах из труб диамет­
ром на 100-200 мм больше диаметра газопровода. Схемы подземных пере­
ходов представлена на рис. 1.3.
Толщина стенок кожуха
устанавливается
проектом.
Концы кожуха должны выво­
диться при переходах через же­
лезные дороги на 2 м за по­
дошву насыпи железнодорож­
ного полотна, но не менее чем
на 25 м по нормали от осей
крайних путей железных дорог
и не менее 15 м от осей край­
Рис. 1.3. Схемы подземных переходов: а) них путей промышленных же­
через шоссейную дорогу; б) - через железную
лезных дорог, а при переходах
дорогу; 1 - свеча; 2 - полотно дороги; 3 через автомобильные дороги патрон; 4 - сальниковое уплотнение; 5 на 2 м за подошву насыпи, но
магистральный газопровод
не менее чем на 10 м по нор­
мали от бровки земляного полотна дороги.
От кожуха сооружается вытяжная свеча, которая отводится на рассто­
яние не менее 40 м по нормали от осей крайних путей железных дорог, 25 м
от осей крайних путей промышленных железных дорог и 20 м от подошвы
земляного полотна автомобильной дороги. Высота вытяжной свечи от
уровня земли должна быть не менее 5 м.
Межтрубное пространство на концах кожуха законопачивается пень­
кой, пропитанной в битуме. Законопаченные концы обертываются несколь­
кими слоями бризола и покрываются сверху битумом.
Участок магистрального газопровода, находящийся в защитном па­
троне, покрывается весьма усиленной изоляцией и футеруется деревянными
рейками, для того чтобы между патронами и газопроводом не было электри­
ческой связи.
На рис. 1.4 показаны схемы переходов через железную и шоссейную
дороги.
25
Строительство перехо­
дов через железные и шоссей­
ные дороги ведётся, как пра­
вило, методом бурения или
продавливания через насыпь,
поэтому защитной изоляции
на кожухах не делается.
При пересечении гор­
Рис. 1.4. Конструкция надземных переходов: а) ных рек, глубоких оврагов и
переход через реку, б) - балочный переход, в) балок, глубоких ущелий с вы­
висячий переход
сокими и крутыми откосами
и в некоторых других случаях сооружаются надземные (воздушные) пере­
ходы.
Тип перехода выбирается в соответствии с технико-экономическим
расчётом, которым определяется наибольшая эффективность перехода по
сравнению с подземными переходами.
По конструкции надземные переходы, применяемые на газопроводах,
делятся на балочные, арочные и висячие.
Балочные переходы сооружаются при пересечении небольших балок,
оврагов, рек с крутыми берегами, каналов и др. Длина их воздушной части
обычно не превышает 40-50 м. На таких переходах газопровод укладыва­
ется на железобетонных или металлических опорах. При устойчивых грун­
тах и небольших пролётах газопровод может прокладываться без промежу­
точных опор. Допустимая длина газопровода между опорами определяется
расчётным путём.
Арочные переходы сооружаются на судоходных каналах, реках или
железнодорожных выемках, где приходится пропускать суда или железно­
дорожные составы.
Висячие переходы целесообразно сооружать через горные реки с об­
рывистыми берегами, ущелья, пропасти, где невозможна или затруднена
установка опор. Висячие конструкции дают возможность сооружать пере­
ходы с пролётом от десятков до сотен метров при относительно малой за­
трате материалов.
Содержащийся в газе конденсат значительно усложняет эксплуата­
цию магистральных газопроводов, КС и ГРС, особенно в зимний период.
Для его улавливания на газопроводах применяются конденсатосборники и
конденсатоотводящие трубки [Козаченко].
26
Конденсатосборники устанавливаются в пониженных участках
трассы газопровода. Частота их установки зависит от количества конден­
сата, попадающего в газопровод. Наибольшее количество их устанавлива­
ется в головной части газопровода, где происходит выпадение основной
массы конденсата. Иногда конденсатосборники монтируются перед входом
на КС.
Конденсат из ёмкости конденсатосборника удаляется с помощью дав­
ления находящегося в магистральном газопроводе газа.
Конденсатосборники необходимо продувать по заранее разработан­
ному графику в зависимости от количества конденсата в газе и скорости за­
полнения емкости. С 1963 г. начали применяться конденсатосборники типа
расширительная камера с автоматической продувкой. Степень улавливания
конденсата в них достигает 90 %, в то время как в конденсатосборниках дру­
гих типов не достигает даже 80 %.
В ряде случаев при скапливании конденсата в пониженных местах
возникает необходимость дополнительной установки конденсатосборников. Однако работы по установке конденсатосборников требуют длитель­
ной остановки магистрального газопровода и сравнительно большого объ­
ёма строительно-монтажных работ. В этих случаях применяются конденса­
тоотводные трубки. Установка их требует кратковременной остановки ма­
гистрального газопровода и малого объёма работ. Отверстие для установки
конденсатоотводящей трубки сверлят при помощи специального приспо­
собления.
Вдоль трассы магистральных газопроводов на всё время их эксплуа­
тации выделяется так называемая полоса отвода. Ширина полосы отвода
определяется в зависимости от диаметра и количества ниток газопровода
(табл. 1.2).
Полоса отвода выделяется для проезда и обхода обслуживающего
персонала по трассе газопровода, а также для проведения ремонтных и ава­
рийных работ, связанных с поддержанием магистрального газопровода и со­
оружений, находящихся на нём, в исправном состоянии.
По согласованию с управлением магистральных газопроводов в по­
лосе отвода разрешается сеять сельскохозяйственные культуры, пасти скот
и косить сено.
Вдоль всей трассы магистрального газопровода кроме государствен­
ных знаков отчуждения устанавливаются километровые столбики и знаки,
27
показывающие границы участков, обслуживаемых районными управлени­
ями и линейными ремонтёрами. Километровые указатели могут выстав­
ляться на катодных выводах или на столбах связи.
Таблица 1.2
Ш ирина полосы отвода магистрального газопровода
Ш ирина полосы
Расстояние между
Число ниток
отвода
параллельными нит­
Диаметр магистраль­
магистраль­
магистрального
ками магистрального
ного газопровода, мм
ного газопро­
газопровода, мм
газопровода, м
вода
6
Всех диаметров
1
10
До 500
8
2
12
500 и выше
9
2
о
18
До 500
8
500 и вьтпте
21
9
3
4
4
До 500
500 и выше
8
9
26
30
Магистральные газопроводы работают под большим внутренним дав­
лением, поэтому аварии и утечки газа из газопроводов представляют боль­
шую опасность для населения. В связи с этим Строительными нормами и
правилами (СНиП) установлены минимальные расстояния (охранная зона)
от населённых пунктов, промышленных предприятий и отдельно стоящих
зданий и строений до оси магистрального газопровода. Ширина охранной
зоны устанавливается в зависимости от важности и заселённости объектов,
находящихся вблизи газопровода, его диаметра и давления газа в нём [Ко­
заченко].
На водных переходах без согласования с районным управлением не
разрешается в охранной зоне производить дноуглубительные работы, до­
пускать работу землечерпалок и гидромониторов, устраивать причалы, бро­
сать якоря, ловить рыбу.
О границах охранной зоны газопровода рассылаются специальные
уведомления всем землепользователям, по землям которых проходит газо­
провод.
Расстояния от подземных магистральных газопроводов диаметром до
500 мм до других трубопроводов различного назначения, электрических и
телефонных кабелей должно быть не менее 8 м, а при диаметре газопровода
более 500 мм - не менее 9 м.
28
Наблюдение за магистральным газопроводом и его сооружениями,
производство профилактических, ремонтных и аварийных работ, а также
наблюдение за полосой отвода и охранной зоной осуществляются ре­
монтно-восстановительными службами районных управлений.
1.3. Режимы работы магистрального газопровода
При эксплуатации магистральных газопроводов контролю подлежат
следующие основные показатели:
1. Давление газа в начале и в конце участка, на выходе с промысла и
на отводах на ГРС.
2. Количество транспортируемого газа, температура его на входе и вы­
ходе КС, средняя по участку, на входе в ГРС.
3. Наличие конденсата, влаги, сероводорода, тяжёлых углеводородов
и загрязнений в газе, давление на входе и выходе КС, количество работаю­
щих агрегатов и режим их работы.
4. Исправность оборудования на КС и ГРС, герметичность газопро­
вода.
5. Режим закачки газа в ПХГ, режим отбора газа постоянными и бу­
ферными потребителями и другие показатели, характеризующие состояние
магистрального газопровода, его сооружений и оборудования.
Режим давления газа в магистральном газопроводе необходимо знать,
чтобы иметь, возможность определять засоренность газопровода, скопления
влаги, гидратных пробок, находить места разрывов, утечек и др.
Давление в любой точке магистрального газопровода рх , не имеющего
закупорок, определяется как
где х - расстояние искомой точки от начала магистрального газопровода в
долях его длины; рн - начальное давление газа; рк - конечное давление газа.
При различных гидравлических расчётах, в частности при определе­
нии пропускной способности газопровода и аккумулирующей способности
газопровода, при учёте количества газа и в ряде других случаев необходимо
знать среднее давление газа.
Среднее давление газа на участке магистрального газопровода
29
2f
Рк
р- = з ( Рн+^
Для этой цели используют манометры, установленные в начале и
конце участка магистрального газопровода.
Опытами определено, что в магистральных газопроводах большой
производительности расчёт среднего давления можно производить по упро­
щённой формуле, как среднеарифметическое начального и конечного дав­
лений:
Ри+Рк
Рср
2 ■
Причем ошибка в данном случае не превышает 1,5 % в сторону умень­
шения.
Скорость газа в магистральном газопроводе определяется как
QT
со = --------- ,
293pF
где Q - расход газа через данное сечение при стандартных условиях; р давление газа; F - сечение трубы; Т - температура газа при рабочих усло­
виях.
Руководствуясь этими расчётными соотношениями, эксплуатацион­
ный персонал может рассчитать и вычертить графики изменения давления
на любом участке магистрального газопровода и сравнить их с данными
приборов. Такие сравнения помогут быстро определить ненормальный ре­
жим транспорта газа как на отдельных участках, так и на всём магистраль­
ном газопроводе.
Производительностью магистрального газопровода или его участка
называется количество газа, поступающего в него за год. Пропускной спо­
собностью газопровода или его участка называется максимальное количе­
ство газа, которое может быть передано по газопроводу или участку газо­
провода в сутки при максимальном использовании принятых расчётных па­
раметров и установившемся режиме.
Расчётная пропускная способность магистрального газопровода или
его участка, необходимая для обеспечения заданной производительности,
определяется как максимальная суточная пропускная способность:
Q«г
4
30
365КГ0Д’
где QMr - производительность магистрального газопровода, млн. м 3
/год; Кгод - среднегодовой коэффициент неравномерности транспорта газа.
Среднегодовой коэффициент неравномерности транспорта газа дол­
жен учитывать характер потребления газа и наличие ПХГ и буферных по­
требителей. При отсутствии данных о неравномерности газопотребления
для магистральных газопроводов, не имеющих ПХГ, Кгод принимается рав­
ным 0,85 для газопроводов протяжённостью более 300 км с отбором газа и
0,75 для газопроводов протяжённостью менее 300 км.
Расчётная пропускная способность отводов от магистральных газо­
проводов, необходимая для обеспечения заданной производительности от­
вода, может быть определена из максимального часового потребления газа
по формуле
q = 24qMM,
где qM4 - максимальное часовое потребление газа.
Пропускная способность газопроводов с абсолютным давлением
выше 0,3 МПа и с разностью высотных отметок начала и конца расчётного
участка не более 200 м определяется как
где d - внутренний диаметр магистрального газопровода; Гср - средняя по
длине магистрального газопровода температура транспортируемого газа; А
- относительная плотность газа [Нормы технологического...]; Zcp - средний
коэффициент сжимаемости газа [Там же ]; X - коэффициент гидравличе­
ского сопротивления участка магистрального газопровода; L - длина
участка магистрального газопровода,
или
где d H0M- внутренний номинальный диаметр магистрального газопровода.
Коэффициент гидравлического сопротивления при течении газа по
магистральному газопроводу с учётом усреднённых местных сопротивле­
ний (краны, повороты трассы, разветвления) определяется как
31
где Re - число Рейнольдса; Re = 1,81 ■103
t] - динамическая вязкость
газа; Я - эквивалентная шероховатость труб.
При гладкостенном режиме течения газа
/1 5 8 \0'2
А = ° ,° 6 7 (— )
,
Для ускорения расчётов пропускной способности газопроводов Я
можно определить по номограмме [Козаченко].
Значения динамической вязкости некоторых газов приведены в [Спра­
вочник по проектированию...].
При квадратичном режиме течения газа по магистральному газопро­
воду
0,03817
Я
d 0'2
При этом эквивалентная шероховатость принимается равной 0,03 мм.
Для природных газов, соq , мля. м /сутки
держащих не менее 90 % метана,
зоны режимов течения газа по
магистральному
газопроводу
представлены на рис. 1.5.
При необходимости опре­
деления указанных величин при­
нимается следующий порядок
расчёта. Определяется q или d
для квадратичного режима тече­
ния газа. Затем по зависимости
(см. рис. 1.5) находится режим
течения. В случае, если режим
0,10
течения окажется переходным,
расчёт повторяется по соотноше­
0,05
нию переходного режима или же
0,02
по формулам квадратичного ре­
600
200
400
800
1000 d, ,ш *
жима с учётом поправочного ко­
Рис. 1.5. Зоны режимов течения газа по
эффициента а. В этом случае
магистральному газопроводу
пропускная способность магистрального газопровода определяется как
32
5
q = cupE ■1,67 ■10 6d2
v l~ v l
где a - коэффициент, учитывающий отклонение режима течения газа от
квадратичного; определяется по графику [Справочник по проектирова­
нию ...]; при квадратичном режиме а = 1; ф - коэффициент, учитывающий
наличие в магистральном газопроводе подкладных колец (при отсутствии
подкладных колец или при расстоянии между подкладными кольцами 12 м
ф = 0,975, при расстоянии между подкладными кольцами 6 м ф = 0,95); Е ~
коэффициент, учитывающий состояние внутренней поверхности труб; Е =
0,9-1,1.
Пропускную способность многониточного газопровода, состоящего
из нескольких параллельно уложенных ниток одинаковой длины, но разного
диаметра, можно определить путём замены одним эквивалентным простым
газопроводом, имеющим такую же пропускную способность при равном
начальном и конечном давления, т. е.
q = ф £ ■1,67 ■1 (Г 6
где d3 - диаметр эквивалентного магистрального газопровода [Там же ]; Ьэ
- длина эквивалентного магистрального газопровода [Там же ].
Одним из эффективных способов увеличения пропускной способно­
сти магистрального газопровода является прокладка параллельного участка
(лупинга) и подключение его к основному газопроводу.
Чтобы выяснить фактическую пропускную способность действую­
щего магистрального газопровода или его отвода, нужно по эксплуатацион­
ным данным при установившемся стационарном режиме определить отно­
сительную плотность А, среднюю абсолютную температуру Тср и коэффи­
циент гидравлического сопротивления X.
Выполнение гидравлических расчётов с помощью формул требует
определённого навыка и занимает много времени. Кроме того, в расчётные
формулы входит большое количество различных параметров, в связи с чем
возможны неточности и ошибки. Поэтому для быстрого производства гид­
равлических расчётов разработаны номограммы применительно к переход­
ному и квадратичному режимам [Там же ]. При помощи этих номограмм
можно быстро выполнять различные гидравлические расчёты магистраль­
33
ных газопроводов: определять пропускную способность газопроводов, дав­
ление в начале и конце участков, протяжённость газопровода и его диаметр,
значение коэффициента гидравлического сопротивления и др.
Другим немаловажным режимом эксплуатации магистрального газо­
провода является температурный режим.
Температурный режим магистрального газопровода необходимо
знать для расчёта пропускной способности; для определения участков воз­
можного выпадения конденсата, воды и кристаллогидратов; для определе­
ния мест ввода метанола как профилактического средства при образовании
гидратных пробок и для принятия мер по сохранению изоляционных ка­
честв антикоррозионных покрытий. Температурный режим может быть
определён весьма приближённо расчётным путём [Справочник по проекти­
рованию...].
Более точно температурный режим магистрального газопровода мо­
жет быть определен путём практического измерения температур по длине
газопровода с помощью ртутных термометров и медь-константановых тер­
мопар. Термометры устанавливаются в специально сделанные для этой цели
карманы, а термопары приклеиваются непосредственно к наружной стенке
трубы. Однако такого рода измерения температур пока что носят исследо­
вательский характер и должного распространения при эксплуатации маги­
стральных газопроводов не получили.
Ещё одним важным режимом эксплуатации магистрального газопро­
вода является оптимальный технологический режим.
Оптимальный технологический режим работы магистрального газо­
провода обеспечивает выполнение установленного плана передачи газа при
наиболее равномерной загрузке силового оборудования с наименьшими за­
тратами электроэнергии и топлива при максимальной загрузке магистрали.
При разработке оптимального технологического режима работы ма­
гистрального газопровода исходными данными являются:
1. Годовые, квартальные и месячные планы транспорта газа с разбив­
кой их по всем потребителям, получающим газ из магистрального газопро­
вода.
2. Рабочее давление па входе п выходе промежуточных КС и на входе
гкс.
3. Возможные избытки газа в летний период и наличие буферных по­
требителей, которым можно передать остаток газа.
4. Наличие ПХГ и возможности закачки и отбора из них газа.
34
5. Графики осмотров и плановых ремонтов оборудования КС и ГРС.
6. Графики ремонта оборудования линейной части магистрального га­
зопровода, КС и вспомогательных цехов.
Оптимальный технологический режим работы магистрального газо­
провода должен предусматривать максимально возможное снижение себе­
стоимости транспортировки газа не только путём экономии топлива н элек­
троэнергии, а следовательно, и снижения расходов по этим статьям, но
также и путём увеличения межремонтного пробега агрегатов и использова­
ния всех внутренних ресурсов КС и ГРС, вспомогательных цехов, аварийно­
ремонтных пунктов и др.
Г рафики оптимального технологического режима работы магистраль­
ного газопровода составляются техническими отделами управления маги­
стральных газопроводов и рассылаются по районным управлениям. Состав­
ляются они на сравнительно небольшие сроки (месяц, квартал), характери­
зующиеся небольшими колебаниями газопотребления.
Для правильного составления графиков оптимального режима работы
магистрального газопровода необходимо учитывать фактическое состояние
газопровода, режим давления, температурный режим и как можно точнее
определять фактический коэффициент гидравлического сопротивления га­
зопровода Аф.
Фактические параметры газа на расчётном участке должны быть
взяты по контрольно-измерительным приборам на день расчёта при устано­
вившемся движении газа в магистральном газопроводе.
Из определённых фактическим путём параметров, необходимых для
расчёта, постоянными величинами принимаются: длина участка маги­
стрального газопровода, его диаметр, относительная плотность и темпера­
тура газа. Для более точного расчёта необходимо как можно тщательнее за­
мерять давление газа в начале и конце участка.
Средний коэффициент сжимаемости тоже зависит от среднего давле­
ния и средней температуры.
Полученные результаты измерений обрабатываются, после чего по
приведённым формулам подсчитывают фактический коэффициент гидрав­
лического сопротивления [Нормытехнологического...].
После определения Аф можно рассчитать давления газа в начале и в
конце участков магистрального газопровода
Рк = л/Рн-Р<72;
35
Рн = V pk - $ ч 2>
где
1012AZLX$
P ” 103,152d5'
В процессе эксплуатации магистрального газопровода часто возни­
кают значительные отклонения фактических параметров от расчётных, со­
ответствующих разработанному технологическому режиму.
Для оценки загрязнённости магистрального газопровода или его
участка и сравнения их фактической пропускной способности с расчётной
вводится коэффициент эффективности работы магистрального газопровода
где <2ф - фактическая производительность магистрального газопровода; Qp
- расчётная производительность магистрального газопровода.
Чем чище внутренние стенки труб и чем меньше загрязнён маги­
стральный газопровод, тем ближе величина Е к единице.
Поэтому необходимо систематически определять коэффициент эф­
фективности работы магистрального газопровода и в случае получения низ­
кого его значения обязательно очищать и продувать газопровод.
Коэффициент эффективности работы магистрального газопровода
также может быть выражен через фактический и теоретический коэффици­
енты гидравлического сопротивления:
В составе каждого районного управления магистрального газопровода
имеется ремонтно-восстановительная служба (РВС).
В соответствии с Правилами технической эксплуатации магистраль­
ных газопроводов на персонал РВС возлагаются следующие обязанности:
1. Периодически (по графику) осматривать газопровод и его сооруже­
ния с целью выявления и ликвидации утечек газа и других повреждений;
выполнять по утвержденному начальником районного управления графику
планово-предупредительные ремонты магистрального газопровода, отводов
и коммуникаций КС, ГРС, жилых посёлков.
2. Участвовать в проведении капитальных ремонтов газопроводов, от­
водов, ГРС; ликвидировать аварии на газопроводах; производить заливку
метанола для предупреждения возникновения гидратных пробок; устранять
36
неполадки в технологическом оборудовании магистральных газопроводов и
ГРС; содержать полосу отвода и охранную зону в состоянии, предусмотрен­
ном Правилами проектирования и сооружения магистральных газопроводов
и Правилами технической эксплуатации магистральных газопроводов.
На магистральных газопроводах для наблюдения за газопроводом и
линейными сооружениями, а также производства мелких ремонтов обору­
дования и сооружений имеются линейные обходчики-ремонтёры. Линей­
ный ремонтёр отвечает за техническое состояние трассы газопровода в пре­
делах закреплённого за ним участка. Протяжённость участка составляет 1520 км в зависимости от рельефа местности, её застройки, состояния дорог
вдоль трассы газопровода, водных преград, наличия сооружений на трассе
и т. д. [Козаченко].
Вопросы для самоконтроля
1. Особенности дальнего транспорта природных газов.
2. Структура магистрального газопровода.
3. Классы магистральных газопроводов.
4. Головные сооружения магистральных газопроводов.
5. Назначение ГКС, КС.
6. Виды К С для магистральных газопроводов.
7. Необходимость установки Д К С на магистральных газопроводах.
8. Назначение ПХГ.
9. Состав КС магистральных газопроводов.
10. Необходимость установки ГРС.
11. Узлы ГРС.
12. Группы ГРС.
13. Трубы, используемые для магистральных газопроводов.
14. Понятие условного прохода трубы магистрального газопровода.
15. Запорная арматура магистрального газопровода.
16. Линейные отключающие узлы магистральных газопроводов.
17. Переходы магистральных газопроводов через естественные и ис­
кусственные препятствия.
18. Категории магистральных газопроводов.
19. Переходы через железные и шоссейные дороги. Воздушные пере­
ходы.
37
20. Полоса отвода и охранная зона магистрального газопровода.
21. Основные показатели магистрального газопровода, подвергаю­
щиеся контролю.
22. Режимы работы магистрального газопровода.
23. Режим давления газа в магистральном газопроводе.
24. Пропускная способность магистральных газопроводов.
25. Температурный реж им магистрального газопровода.
26. Оптимальный технологический реж им магистрального газопро­
вода.
27. Эффективность работы магистрального газопровода.
28. Обслуживание линейных сооружений магистрального газопро­
вода.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ГАЗОКОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
2.1. Газомоторные станции
Большое количество компрессорных станций оборудовано газомотор­
ными компрессорами.
ГМК состоит из двухтактного или четырёхтактного газомоторного
двигателя (или электродвигателя) и непосредственно соединённого с ним
горизонтального поршневого компрессора [Козаченко].
Подразделяются ГМК на агрегаты низкого, среднего и высокого дав­
лений.
ГМК низкого давления (0,3-2,0 МПа) используются главным образом
на ГКС при транспортировке газа с истощённых месторождений и нефтя­
ного газа с промыслов. Применяют их также на КС для подачи низконапор­
ных искусственных горючих газов.
ГМК среднего давления (2,1-5,0 МПа) работают в основном на про­
межуточных КС для увеличения пропускной способности магистральных
газопроводов.
ГМК высокого давления (5,0-12,0 МПа) устанавливают на КС для за­
качки газа в ПХГ.
ГМК эффективны в условиях переменных мощностей и степеней сжа­
тия свыше 1,3.
На рис. 2.1 представлена технологическая схема КС, оборудованной
ГМК.
Основные достоинствами КС с ГМК являются:
1. Надёжность в эксплуатации.
2. Длительный срок службы.
3. Способность работать в широком диапазоне давлений.
4. Возможность регулирования производительности за счёт измене­
ния частоты вращения агрегатов и объёма так называемого вредного про­
странства в компрессорных цилиндрах, а также возможность создания боль­
ших давлений в них.
КПД современных ГМК доходит до 40 %. В РФ наиболее распростра­
нены агрегаты мощностью 221-5510 кВт, за рубежом - 368 и 8100 кВт.
Существенными недостатками ГМК являются:
39
1. Большая масса установки па единицу мощности.
2. Большая неуравновешенность, требующая сооружения массивного
фундамента.
3. Пульсирующая подача газа, нередко вызывающая расстройство
коллекторов.
Рис. 2.1. Технологическая схема КС с газомоторными компрессорами 10ГК: 1 - тех­
нологический газ; 2 - топливный газ; 3 - выпускные газы; 4 - пусковой воздух; 5 воздух на продувочный насос двигателя; 6 - вода горячего цикла; 7 - свежее масло; 8
- отработанное масло; 9 - чистое масло; 10 - подпитка водой системы; 11 - задвижка
или вентиль; 12 - переход на трубопроводе; 13 - диафрагма
В конструктивном отношении ГМК представляет собой блок с Vобразным расположением рабочих цилиндров двигателя и горизонтально
навешенных цилиндров компрессора. Газовый двигатель может быть, как
четырёхтактным, так и двухтактным со щелевой продувкой. Современные
ГМК оборудуются газотурбинным наддувом.
Наиболее перспективная область применения ГМ К - ПХГ и станции
низкотемпературной сепарации (для извлечения жидких углеводородов).
В качестве прим ера в табл. 2.1, 2.2 и 2,3 представлены конструк­
тивные и рабочие параметры ГМ К, эксплуатируемых на КС.
40
Таблица 2.1
Основные показатели по газовым двигателям компрессорных агрегатов
8ГК, 10ГК, 10КН-1
ю гк
10КН-1
8ГК
Показатели
Двухтактный
Четырёхтактный
Тип двигателя
Мощность двигателя,
кВт
Частота вращения
вала, м ин-1
Диаметр цилиндра,
мм
Ход поршня, мм
Число цилиндров
Расположение ци­
линдров
Давление сжатия,
МПа
Максимальное давле­
ние сгорания, М Па
Среднее эффектив­
ное давление, М Па
Порядок работы ци­
линдров
221
735
1103
350
300
300
280
355
356
10
355
318
8
356
10
V-образное двухрядное
0,9
0,7-0,8
1,6-1,8
3,2
3,2
5,1
0,50
0,42
0,58
1-8-3-6-4-5-2-7
-
1-2-9-10-3-4
поршневой
1-2-9-10-3-4-5-6-7-8
турбонаддув
3672
СС-4745 или
МВБ-4
А С -170 или
СД-64-1Б
3672
3400
М-50
М-50
СД-64-1Б или
С Д-77-22
СД-64-1Б или
СД-77-22
ПВД-3
ПРГ-500 или
ЛПРГС
ПРГ-500 или
ЛПРГС
Размеры, мм:
длина
ширина
4430
7560
7750
4654
5395
5780
высота
Общая масса, т
2815
23
2975
64
2950
65
Продувочный насос
Удельный расход
топливного газа при
номинальной мощно­
сти, ккал/(кВт-ч)
Марка магнето
Тип свечи электрического зажигания
Марка электропро­
вода высокого напря­
жения
41
Таблица 2.2
Основные показатели компрессорной части агрегатов типа 10ГК, 10КН
10ГК-110ГК-110КН-1
Показатели
10ГК-1
1ОГК-1-4 1ОГК-1-5
3,5/44
55/125
Производитель­
ность при нормальных усло­
16900
14000
24000
31000
виях, м3/ч
22000
28000
Давление, МПа:
приёма
нагнетания
Число цилиндров
Диаметр цилин­
дра, мм
Число ступеней
сжатия
2,5
5,5
3
2,3
4,2
4
U
2,6
5
0,35
1,4
4
5,5
12,5
3
2,5
5,5
5
197
197
197
380
140
197
1
1
1
1
1
1
4
4
4
12
4
4
-
8,7
Число всасывающих и нагнетательных клапанов
на каждом цилиндре
Расположение ци­
линдров
Тип компрессора
Объем вредного
пространства, %:
при закрытой ре­
гулировочной полости
при открытой ре­
гулировочной по­
лости
8,7
8,7
8,7
30-35
30-35
30-35
Механический
КПД, %
0,95
0,95
0,95
Г оризонтальное
Двойного действия
-
30-35
0,95
0,94
0,94
Агрегаты снабжены автоматической защитой от превышения частоты
вращения коленчатого вала выше номинальной, повышения температуры
охлаждающей воды двигателя свыше 90 °С, падения давления масла в си­
стеме смазывания ниже 0,07 МПа.
42
Таблица 2.3
Основные показатели компрессорной части агрегата 8ГК
Тип
ком­
прессора
К-3/1-50
К-2/1-14
К-2/3-15
K-2/2-17
K-2/1-26
K-1/16-30
К-1/1-4
ПроизвоДИтельность,
м3/мин
21
33
52
34
22
135
56
Диаметр ци­
линдра, мм
Рабочее давле­
ние в ступенях
нагнетания,
МПа
I
II
Ш
Температура
нагнетания
каждой сту­
пени, °С
I
И
Ш
Объём вредного
пространства, %
I
II
Ш
I
II
Ш
0,35
0,35
0,75
0,58
0,52
3,0
0,4
120
115
102
121
155
101
125
7,6
9,6
14,0
10,6
8,0
8,8
8,0
9,5
9,5
9,2
9,2
9,2
-
10,6
-
420
420
290
290
365
152
365
230
230
180
180
180
180
-
128
-
1,3
1,4
1,5
1,7
2,6
-
5,0
-
130
120
93
137
167
-
138
-
Ход
поршня,
мм
305
305
305
305
305
305
305
У ГМК существует три системы подачи масла к трущимся частям.
Первая, шестерёнчатым масляным насосом масло подаётся к коренным под­
шипникам, подшипникам силовых и компрессорных шатунов, к подшипни­
кам промежуточного и распределительного валов. Вторая, группой плун­
жерных насосов (лубрикаторов) масло подводится к силовым и компрессор­
ным цилиндрам, штокам компрессоров. Наконец, третья, опорные подшип­
ники клапанных коромысел и направляющие газовых клапанов смазывают
вручную.
Пуск ГМК производится сжатым воздухом под давлением 1,5-1,7
МПа. Давление топливного газа при теплоте сгорания 8000-9000 ккал/м3
должно быть 0,28-0,32 МПа, угол опережения зажигания 15-18° до В.М.Т.,
зазоры в контактах прерывателя 0,35 мм, в контактах распределительного
механизма магнето 0,5-0,7 мм и в электродах свечи 0,4-0,5 мм.
ГМК типа 1ОГК допускают регулирование производительности путём
изменения частоты вращения вала в пределах 250-300 м и н -1 . Угол опере­
жения зажигания подбирается так, чтобы температура выпускных газов при
полной нагрузке не превышала 400 °С, а давление сгорания при нормальном
расходе топлива не превышало величины, указанной в табл. 2.1. Угол начала
подачи топлива в цилиндр подбирается опытным путём, причём рекоменду­
ется установка его 20-22° после Н.М.Т. [Козаченко].
43
2.2. Электроприводные и газотурбинные станции
Выбор между ГТУ и электроприводом определяется территориальным
расположением КС. Обычно КС с электроприводными газоперекачивающими
агрегатами (ГПА) строятся на магистральных газопроводах, проходящих че­
рез районы с развитой электроэнергетикой, имеющие резервы электроэнергии.
По своей надёжности и другим эксплуатационным качествам электропривод­
ные ГПА, несмотря на зависимость их от внешних источников питания (энер­
госистемы), существенно превосходят другие типы ГПА. Тем более что при ис­
пользовании электропривода экономятся топливно-энергетические ресурсы.
Дальнейшее развитие электроприводные ГПА получат при широком исполь­
зовании электродвигателей с регулируемой частотой оборотов [Козаченко].
Если рядом находится мощная электростанция, то питание КС с элек­
троприводом может осуществляться от электростанции при помощи кабельных
линий на генераторном напряжении (6-10 кВ). Для электроприводных ГПА обя­
зательно наличие редуктора между электроприводом и нагнетателем.
Основные преимущества электроприводных ГПА следующие:
1. Большой моторесурс (150000 ч).
2. Простота автоматизации и управления.
3. Повышенная культура эксплуатации и экологическая безопасность.
Более того, упрощаются условия автоматизации управления технологиче­
скими процессами КС, сокращается численность персонала (по сравнению с газо­
моторными станциями - на 20-30 %), улучшаются условия труда рабочих
(меньше шум, вибрация, запылённость воздуха газом или парами масла). Элек­
троприводные ГПА характеризуются пониженной пожарной опасностью, неза­
висимостью мощности привода от времени года и времени эксплуатации.
К недостаткам электроприводных ГПА можно отнести:
1. Необходимость относительно дешёвой электроэнергии в районе КС.
2. Слабую приспособленность к переменным режимам работы из-за по­
стоянной частоты вращения вала электродвигателя.
3. При строительстве линий электропередач (если нет рядом источника
электроэнергии) и других систем энергообустройства необходимы большие
капитальные затраты.
Показатели электроприводных ГПА, эксплуатируемых на КС, пред­
ставлены в табл. 2.4.
В табл. 2.5 представлены сравнительные характеристики ГМК и элек­
тродвигателей с ЦН.
44
Таблица 2.4
Тип ГПА
АЗ-4500-1500
СТМ-4000
СТД-12,5
СДГ-12,5
ЭГПА-25
ЭГПА-Ц-6,3
Показатели электроприводных аг эегатов
Единичная мощность, кВт
Количество агрегатов, шт.
16
4500
4000
360
12500
336
12500
22
25000
6300
6
6
Таблица 2.5
Сравнительная характеристика ГМК и электродвигателей
с центробежными нагнетателями
Показатель
Поршневой
Центробежный
Производительность, м3/сут
до 1,5
практически не ограничена
Создаваемое давление, МПа
Экономичность работы
Возможность непосредствен­
ного соединения с приводом
вращательного типа
Равномерность подачи газа
Динамическая уравновешен­
ность
Удельная материалоёмкость,
т/кВт
Сложность эксплуатации
Практически не ограничено
Выше при малой производительности
До 25 МПа в одном корпусе
Выше при большой производительности
Требует передаточного меха­
низма
Допускает
Пульсирующая
Равномерная
Плохая
Хорошая
Высокая
Низкая
Сложная
Простая
Технологические схемы электроприводных станций с различным под­
ключением ЦН показаны на рис. 2.2.
Газотурбинный привод по мощности распределяется следующим обра­
зом: промышленные ГТУ - 69,3 %; авиационные ГТУ - 23,9 %; судовые ГТУ
- 6,8 %. Вид привода определяется в основном пропускной способностью ма­
гистрального газопровода. Для магистрального газопровода небольшой про­
пускной способности (менее 30 млн. м3/сут) на КС целесообразно использовать
ГМК. Для магистрального газопровода с пропускной способностью более 3 0 млн.
м3/сут наиболее эффективны ЦН с приводом от ГТУ или электродвигателя
[Козаченко].
Наибольшее применение нашли ГПА с газотурбинным приводом, по­
скольку источником энергии для них служит перекачиваемый газ. Газовые
45
турбины имеют следующие положительные качества: относительно высокий
КПД, большую мощность в единичном ГПА.
Рис. 2.2. Технологические схемы КС с подключенными ЦН: а) - с последовательным
подключением ЦН; б) - с последовательно-параллельным подключением ЦН; в) - с
коллекторным подключением ЦН; ПУ - пылеуловители
Широко распространены промышленные ГТУ с регенерацией и без ре­
генерации теплоты отходящих газов, конвертированные авиационные и судовые
установки, комбинированные ГТУ из авиационного двигателя, выполняющего
роль газогенератора и стационарной силовой турбины.
По сравнению с электроприводными газотурбинные установки - это авто­
номный вид привода, так как в качестве топлива используют газ, который
перекачивают.
Данные, представленные в табл. 2.6, показывают, что основным видом
привода на магистральных газопроводах является газотурбинный привод. В
настоящее время заводы-изготовители осваивают производство газовых
46
турбин нового поколения мощностью до 30 МВт с КПД до 36 %.
Таблица 2.6
Структура парка ГПА в системе ПАО «Газпром»
Мощность
Количество
Вид привода
млн. кВт
штук
%
Электропривод
2989
746
74,2
18,5
33,7
5,3
%
85,5
13,5
Поршневой привод
Всего
293
4028
7,3
100
0,4
39,4
1,0
100
Газотурбинный привод
Показатели некоторых ГТУ, эксплуатируемых в настоящее время,
приведены в табл. 2.7.
Таблица 2.7
Показатели ГТУ
Марка ГПА
ГПА-2,5
ГПУ-6
ГПА-Ц-6,ЗА
ГТН-6У
ГПА-Ц-6,ЗБ
ГПУ-10А
ГПА-12 «Урал»
ГПА-Ц-16С
ГПА-Ц-16Л
ГПА-Ц-16А
ГТНР-16
ГТН-25-1
ГПА-Ц-25
ГПУ-25
КПД
Температура
перед турби­
ной, °С
Степень
сжатия
6,3
0,27
0,305
939
1022
13,0
13,4
6,3
6,3
0,30
0,305
1007
8,0
10,0
12,0
16,0
16,0
0,30
0,35
0,34
0,34
920
1047
15,9
12,0
10,5
1120
1080
1065
1167
17,0
15,8
18,8
18,1
1183
940
1090
25,9
7,0
13,0
1147
1220
23,1
21,8
Марка
двигателя
Тип
двигателя
Мощность,
МВт
ГТГ-2,5
ДТ-71
Судовой
Судовой
2,5
Авиационный
Д-336
ГТН-6У Промышленный
НК-14СТ
Авиа
Судовой
ДН-70
Авиационный
ПС-90
Судовой
ДГ-90
АЛ-31СТ
Авиационный
Авиационный
16,0
НК-38СТ
Промышленный
Промышленный
16,0
25,0
НК-36СТ
ДН-80
25,0
25,0
Авиационный
Судовой
0,337
0,368
0,33
0,31
0,345
0,35
По сравнению с газомотокомпрессорами ГТУ имеют:
1. Более простую конструкцию.
2. Большую единичную мощность.
3. Полностью уравновешены.
4. Хорошо приспособлены к автоматизации.
47
5.
Имеют малый удельный вес на единицу мощности и относительно не­
большие габаритные размеры.
Основные недостатки ГТУ:
1. Умеренная экономичность (КПД 26-32 %).
2. Заметное влияние переменного режима работы на КПД ГТУ, а сле­
довательно, и на расход газа на нужды КС.
Применение авиационных газотурбинных двигателей позволяет создать
мобильные блочные ГПА без сооружения громоздких и дорогих помещений для
компрессорных цехов.
2.3. Центробежные нагнетатели газа
Центробежными нагнетателями природных газов принято называть
лопаточные компрессорные машины с соотношением давления сжатия
свыше 1,1, не имеющие специальных устройств для охлаждения газа в про­
цессе его сжатия.
Центробежные нагнетатели предназначены для компримирования
природного газа на КС с газотурбинным или электроприводом и транспор­
тирования его по магистральному газопроводу. Центробежные нагнетатели
могут работать при параллельном и последовательном соединении по тех­
нологическому газу одного, двух или трёх агрегатов. Конструкция их поз­
воляет легко производить замену роторов с различным диаметром рабочих
колес. Например, ЦН типа 280 имеют рабочие колеса диаметром 564, 590,
600 и 620 мм.
Все нагнетатели условно можно разделить на два класса [Козаченко]:
1. Неполнонапорные (одноступенчатые).
2. Полнонапорные.
Первые, имеющие степень сжатия в одном нагнетателе 1,25-1,27, ис­
пользуются при последовательной схеме компримирования газа на КС (рис.
2.3), вторые - полнонапорные, имеющие степень сжатия 1,45-1,51, исполь­
зуются при коллекторной схеме обвязки КС (рис. 2.4).
Важной характеристикой ЦН является его производительность. При­
менительно к магистральному газопроводу различают объёмную Q
(м3/мин), массовую G (кг/ч) и коммерческую подачу газа QK (млн. м3/сут).
48
Перевод одних вели­
чин в другие осуществля­
ется
с
использованием
уравнения Клапейрона с по­
правкой на сжимаемость
газа Zcp:
pv = ZcpRT,
где p , T , v - соответственно
давление, температура и
удельный объём газа; R газовая постоянная.
При использовании
массовой подачи газа при­
меняется уравнение Кла­
пейрона-Менделеева:
pQ = GZcpRT.
Рис.
2.3.
Неполнонапорный одноступенчатый
нагнетатель 370-18 агрегата ГТК-10-4: 1 - корпус; 2
- крышка; 3 - лопаточный диффузор; 4 - рабочее
колесо; 5 - гильза; 6 - зубчатая муфта; 7 - клиновые
прокладки; 8 - анкерные болты
Коммерческая подача
газа определяется по пара­
метрам состояния во всасы­
вающем патрубке, приве­
дённым к нормальным па­
раметрам
окружающей
среды (t0 = 20 °С; ро = 0,101
МПа). Для определения
коммерческой подачи ис­
1 2 11
JO
пользуется уравнение Кла­
Puc.
2.4.
Полнонапорный
двухступенчатый
пейрона для «стандартных»
нагнетатель Н Ц -16/76 агрегата ГПА У 16: 1 условий:
опорный подшипник; 2 - крышка; 3 - корпус; 4 внутренний корпус; 5 - ротор; 6 - крышка; 7 p 0v0 = RT0;
уплотнение; 8 - опорно-упорный подшипник; 9 G
блок масляных насосов; 10 - думмис; 11 - улитка;
Qk —
Po
1 2 - обратный направляющий аппарат
_ Po
Po RT0’
где v0 - удельный объём газа при нормальных параметрах окружающей
среды; р0 - плотность газа при нормальных параметрах окружающей среды.
49
Характеристики некоторых типов ЦН, используемых на магистраль­
ных газопроводах, представлены в табл. 2.8.
Таблица 2.8
Характеристики ЦН для транспорта природных газов
Номинальная
Номинальная
Конечное
Объёмная произ­
Тип
производитель­ частота враще­
Степень давление
водительность,
ния,
нагнетателя ность при 20 °С
сжатия на выходе,
м3/мин
и 0,101 МПа
м и н -1
МПа
370-14-1
5300
289
1,25
19,1
5,66
Н-300-1,23
20,0
6150
260
1,24
5,50
Н -196-1,45
10,7
8200
196
1,45
5,60
520-12-1
29,3
4800
425
1,27
5,60
370-18-1
36,0
4800
370
1,23
7,60
Н -16-56
51,0
4600
800
1,24
5,60
51,0
4600
600
1,24
Н -16-75
7,50
Н -16-76
31,0
6500
380
1,44
7,50
650-21-1
53,0
3700
640
1,45
7,60
820-21-1
53,0
3700
820
1,45
5,60
280-30
16,5
6200
290
1,51
СДР-224
17,2
6200
2ВВ-30
PCL-802/24
PCL-100140
21,8
17,2
45,0
5000
6500
4600
219
274
1,51
1,51
219
520
1,49
1,51
5,60
7,50
7,50
7,52
7,52
Каждый тип ЦН характеризуется своей приведённой характеристи­
кой, которая строится при его натурных испытаниях. Характеристикой ЦН
называется зависимость степени сжатия £, политропного КПД Г|пол и удель­
ной приведённой мощности (Л ^/рн) пр (где Nt - внутренняя мощность, по­
требляемая ЦН; рн - плотность газа перед ЦН) от приведённого объёмного
расхода газа Qnp. Строятся такие характеристики для заданного значения га­
зовой постоянной Rnp, коэффициента сжимаемости Znp, показателя адиа­
баты, принятой расчётной температуры газа на входе в нагнетатель Ти в при­
нятом диапазоне изменения приведённой относительной частоты вращения
( п / П о ) пр.
Типовая приведённая характеристика ЦН типа 370-18-1 показана на
рис. 2.5. Характеристики других типов имеют такой же вид, как для непол­
нонапорных, так и для полнонапорных ЦН.
50
Пользуются характе­
ристиками следующим обра­
зом:
1. Зная фактические
значения величин R, Z, Тя и п
для данных условий, опреде­
ляется приведённая относи­
тельная частота вращения
ЦН:
/п \
0*8
ОД
п
2„рЯпр Щ ) пр
ZHRTH
W
n n
пр ” П 0 N
где (Гн) пр - приведённая тем­
0,6
0,5
пература газа на входе в ЦН; ZH
- коэффициент сжимаемости
газа на входе в ЦН; п 0 - но­
минальная частота вращения
ЦН.
2. По известной £ нахо­
дится приведённый объём­
ный расход газа
п
QuP = Qb ( —
Щ пр
где QB - объёмный расход
газа на входе в ЦН.
3. По приведённой ха­
рактеристике ЦН определя­
ется Т|пол И ( N t/ Р н ) пр.
Рис, 2.5. Приведённые характеристики ЦН 37018-1 при (Т„)пр = 288 К; Znp = 0,9; Дпр = 490
Дж/(кг-К)
Внутренняя мощность, потребляемая ЦН,
Nt =
П
— 1 РнРн пр ^ пр
Плотность газа на входе в ЦН определяется как
Рн
Рн 2 НЙГН’
где рн - абсолютное давление на входе в ЦН.
Мощность на муфте привода
51
N — Nt + NMex,
где NMex - механические потери; для газотурбинного привода NMex = 1 0 0
кВт; для электропривода NMex = 1 5 0 кВт.
Расчётный рабочий расход газа Qnp для ЦН должен быть примерно на
10-12 % больше крайних левых значений расхода, соответствующего усло­
виям начала срыва потока газа по ЦН (зона помпажа). На рис. 2.5 выше
этому соответствует подача газа, равная приблизительно 360 м3/мин.
Наличие надёжных приведённых характеристик ЦН при эксплуатации
газотурбинного привода позволяет обслуживающему персоналу выбирать
наилучший режим работы в зависимости от конкретных условий. Для ЦН с
электроприводом также можно пользоваться приведёнными газодинамиче­
скими характеристиками, но только для какого-то вполне определённого
значения ( п / п 0) пр, так как электропривод не имеет регулируемую частоту
вращения вала. Также наличие надёжных приведённых характеристик поз­
воляет относительно легко определять мощность ГПА в эксплуатационных
условиях.
П р и м е р . Определить степень сжатия, политропный КПД, произво­
дительность и мощность на муфте ЦН типа 370-18-1 (см. рис. 2.5) при сле­
дующих исходных данных: частота вращения вала п = 4500 м ин-1 , началь­
ное абсолютное давление сжатия рн = 5,0 МПа, конечное абсолютное дав­
ление сжатия рк = 6,1 МПа, температура газа на входе Тн = 288,2 К, газовая
постоянная Rr = 510 Дж/кг-К.
Относительная плотность газа по воздуху
Rв 287
0,56,
RT 510
где RB - газовая постоянная воздуха.
В зависимости от среднего давления процесса сжатия и начальной
температуры газа при найденной относительной плотности газа по воздуху
по номограмме определяется коэффициент сжимаемости газа, ZB = 0,9 [Ко­
заченко].
По уравнению состояния реального газа определяется его плотность
на входе в ЦН
5 • 106
Рн
37,8 к г /м 3.
ZBRTTH 0,9 ■510 ■288,2
Степень сжатия в ЦН
52
6,1
= 1, 22 .
5,0
Рн
Приведённая относительная частота вращения вала ЦН
Рк
0,9-490-288
крДпрСГнЗпр 4500
0,96.
4800 0,9 ■510 ■288,2
п 0 пр Щ N ZURTTH
N
С использованием приведённой характеристики ЦН (см. рис. 2.5) при
найденных значениях £ и приведённой частоте вращения вала ЦН ( п /п 0) пр
п
п
определяется приведённая объёмная производительность
Qnp = 480 м3/м и н .
Приведённая относительная внутренняя мощность, потребляемая ЦН,
и его политропный КПД при Qnp = 480 м3/мин по характеристике (см. рис.
2.5) составят:
( — ) = 260 к В т /(к г /м 3);
W np
Лпол = 0 ,8 2 .
Тогда фактическая производительность ЦН
п
4500
„
Q = Qm — = 480 — — = 450 м3/м и н .
v
прщ
4800
'
Объёмный, или коммерческий расход, приведённый к стандартным
условиям, определяется как
_ G _ 1440<2рн _ 1440(?рн _ 1440 ■450 ■37,8
36,3 млн. м3/сут,
Qk ~ р^ _ 106р0 “ 10брвА “ 10б - 1, 206- 0, 56
где рв - плотность воздуха; рв = 1,206 кг/м3.
Внутренняя мощность, потребляемая ЦН,
N,
N Ij\
/п \3
— )
Рн
Рн пр Л 0^пр
260
4500
4800
37,8 = 8098 кВт.
Мощность на муфте привода ЦН
N = Nt + NMex = 8098 + 100 = 8198 кВт.
где NMex - механические потери мощности в системе ГПА, принимаемые в
расчётах для этого типа, равном 100 кВт.
53
2.4. Редукторы для центробежных нагнетателей
Современные быстроходные редукторы, применяемые для повыше­
ния частоты вращения в ЦН на КС магистральных газопроводов, относятся
к наиболее ответственным узлам в ГПА.
Необходимость применения повышающих редукторов обусловлена
тем, что ЦН рассчитаны на определённую частоту вращения; в то же время,
электродвигатели, которые имели бы такую же частоту вращения, не произ­
водятся. В связи с чем на КС применяются только повышающие редукторымультипликаторы.
В настоящее время на электроприводных КС эксплуатируются четыре
типа редукторов:
1. Р-4300/5,37 с передаваемой мощностью 4300 кВт и передаточным
числом 5,37 (установлены на агрегаты АЗ-4500-1500 с ЦН типа 280-111).
2. РЦОТ-380-2,66-1 с передаваемой мощностью 4300 кВт и передаточ­
ным числом 2,66 (установлены на агрегаты СТД-4000-2 с ЦН типа 280-127).
3. РЦОТ-1,67 с передаваемой мощностью 12500 кВт и передаточным
числом 1,67 (установлены на СТД-12500-2 с ЦН типа Н-235).
4. РЦОТ-1,6 с передаваемой мощностью 12500 кВт и передаточным
числом 1,6 (установлены на СТД-12500-2 с ЦН типа Н-370).
Несмотря на некоторые конструктивные различия между редукто­
рами, в общем конструкции их аналогичны.
Каждый редуктор состоит из литого чугунного корпуса с горизонталь­
ным разъёмом. Внутри корпуса установлена повышающая силовая зубчатая
передача, состоящая из колеса и шестерни. Колесо и шестерня цилиндриче­
ские с шевронным зубом эвольвентного профиля.
На корпусе редуктора смонтирован главный масляный насос, рабочее
колесо которого насажено непосредственно на вал колеса редуктора.
В процессе работы редуктора необходимо контролировать:
1. Уровень вибрации, который не должен превышать 7,1 мм/с.
2. Изменение уровня шума, которое не характерно для нормальной ра­
боты редуктора.
3. Температуру подшипников.
4. Качество масла.
5. Состояние крепежа.
54
Полный осмотр редуктора проводится после того, как он разобран,
промыт и очищен. К основным видам дефектов зубьев колес и шестерни от­
носятся поломка, выкрашивание, задиры, износ, наволакивание, пластиче­
ская деформация.
Поломка зубьев кинематических пар редуктора может произойти от
ударных нагрузок, в результате попадания между зубьями посторонних
предметов, от образования усталостных трещин.
Выкрашивание характеризуется появлением на рабочих поверхностях
зубьев небольших углублений - оспин (питтингов), что происходит в ре­
зультате поверхностной усталости металла зубьев. Обычно питтинги на
зубьях появляются после определённого времени их работы при непра­
вильно центрованных парах. Твёрдые и хорошо отполированные поверхно­
сти зубьев мало подвержены выкрашиванию. Питтинги считаются наиболее
опасным видом износа, при котором зубчатые пары не могут продолжать
работу.
При неудовлетворительном смазывании трущихся поверхностей зуб­
чатых пар происходит сдирание рабочих поверхностей зубьев.
В случаях, когда износ рабочих поверхностей зубьев приводит к их
выдалбливанию (врезание вершины зуба ведомой шестерни в ножку веду­
щей), от непосредственного контакта металла зубьев происходит сильное
местное повышение температуры. Это явление приводит к «пластическому
течению» незакалённого металла зуба. Если масляная плёнка между нахо­
дящимися в зацеплении зубьями полностью исчезнет, произойдет накаты­
вание, характеризующееся задиранием зуба по всей его рабочей поверхно­
сти.
Дефекты в зубчатых парах редуктора могут появиться также и в ре­
зультате ненормальной работы соединительных муфт.
Редукторы по своей конструкции, расчётным нагрузкам, применяе­
мым материалам могут работать длительное время при следующих обяза­
тельных условиях:
1. Правильном монтаже на КС.
2. Постепенной нагрузке при вводе в эксплуатацию.
3. Соблюдении требований в отношении чистоты и вязкости масла и
температурных режимов.
4. Периодическом контроле за состоянием зубчатой передачи.
5. Систематическом наблюдении за состоянием зубчатых муфт и
наличии требуемых осевых разбегов.
55
При монтаже и ревизиях необходимо производить проверку межцен­
трового расстояния, непараллельности и скрещивания осей валов по кон­
трольным буртам или по специально изготовленным контрольным валам.
Для контроля центровки осей валов производится замер бокового зазора в
зацеплении с помощью индикатора, установленного к торцу шестерни. Цен­
тровка редуктора с ЦН и приводом производится в зависимости от привода.
При замене зубчатых пар необходимо производить обкатку зацепле­
ния с помощью паст ГОИ 25-30 при окружных скоростях 1,5-2,0 м/сек. Бри­
кеты пасты расплавляются в сосуде, погружённом в горячую воду. Расплав­
ленная масса разводится керосином до консистенции сметаны и пропуска­
ется через мелкое сито. Обкатку нефильтрованной пастой производить
нельзя. Полученная паста наносится тонким слоем на поверхность зубьев
волосяной кистью. Обкатка считается законченной, если контакт поверхно­
сти зубьев достигает 80 %. После обкатки зубья полируются наждачной
шкуркой № 200 и все части редуктора промываются керосином.
После обкатки проводится доводка зацепления под нагрузкой. Посте­
пенно нагрузка поднимается до 25 % от номинальной и редуктор работает 3
ч. Затем увеличивается нагрузка до 50 % и редуктор работает 4 ч, после чего
зацепление внимательно осматривается. Далее редуктор нагружается до 75
% и работает 6 ч, после чего нагрузка увеличивается до 100 % и редуктор
работают 2 ч.
Если после обкатки затруднительно определить истинный контакт
зубьев, то поверхность трёх зубьев колеса и шестерни тщательно обезжири­
вается в бензине и на чистую поверхность наносится раствор медного купо­
роса. После 20-30 мин работы можно легко определить контакт зубьев пе­
редачи. Медное покрытие удаляется нашатырным спиртом.
2.5. Теплообменное и вспомогательное оборудование
компрессорных станций
Компримирование газа на КС приводит к повышению его темпера­
туры на выходе КС. Численное значение этой температуры определяется её
начальным значением на входе КС и степенью сжатия газа.
Излишне высокая температура газа на выходе КС, с одной стороны,
может привести к разрушению изоляционного покрытия трубопровода, а с
другой стороны - к снижению подачи технологического газа и увеличению
56
энергозатрат на его компримирование (из-за увеличения его объёмного рас­
хода).
Определённые специфические требования к охлаждению газа предъ­
являются в северных районах РФ, где магистральные газопроводы проходят
в зоне вечномерзлых грунтов. В этих районах газ в целом ряде случаев необ­
ходимо охлаждать до отрицательных температур с целью недопущения та­
яния грунтов вокруг трубопровода. В противном случае это может привести
к вспучиванию грунтов, смещению трубопровода и, как следствие, возник­
новению аварийной ситуации.
Охлаждение технологического газа можно осуществить в холодиль­
никах различных систем и конструкций; кожухотрубных (типа «труба в
трубе»), воздушных компрессионных и абсорбирующих холодильных ма­
шинах, различного типа градирнях, воздушных холодильниках и т. д.
Наибольшее распростра­
нение на КС получили схемы с
использованием
аппаратов
воздушного охлаждения АВО
(рис. 2.6). Следует, однако от­
метить, что глубина охлажде­
ния технологического газа
здесь ограничена температу­
рой наружного воздуха, что
особенно сказывается в летний
Рис. 2.6. Аппарат воздушного охлаждения газа:
период эксплуатации. Есте­
1 - опорные металлоконструкции; 2 теплообменные секции; 3 - вентилятор; 4 ственно, что температура газа
диффузор;
5 - электродвигатель
после охлаждения в АВО не
может быть ниже температуры наружного воздуха.
Взаимное расположение теплообменных секций и вентиляторов для
прокачки воздуха практически и определяет конструктивное оформление
АВО. Теплообменные секции АВО могут располагаться горизонтально, вер­
тикально, наклонно, зигзагообразно, что и определяет компоновку аппарата.
АВО работает следующим образом: на опорных металлоконструк­
циях закреплены трубчатые теплообменные секции. По трубам теплообмен­
ной секции пропускается транспортируемый газ, а через межтрубное про­
странство теплообменной секции с помощью вентиляторов, приводимых во
вращение от электродвигателей, прокачивается наружный воздух. За счёт
теплообмена между нагретым при компремировании газом, движущимся в
57
трубах, и наружным воздухом, движущимся по межтрубному пространству,
и происходит охлаждение технологического газа на КС. По сути, такой же
принцип заложен и при охлаждении жидкости в радиаторе автомобиля при
помощи вентилятора.
Опыт эксплуатации АВО на КС показывает, что снижение темпера­
туры газа в этих аппаратах можно осуществить примерно на значение по­
рядка 15-25 °С. Одновременно опыт эксплуатации указывает на необходи­
мость и экономическую целесообразность наиболее полного использования
установок охлаждения газа на КС в годовом цикле эксплуатации, за исклю­
чением тех месяцев года с весьма низкими температурами наружного воз­
духа, когда включение всех аппаратов на предыдущей КС приводит к охла­
ждению транспортируемого газа до температуры, которая может привести
к выпадению гидратов. Обычно это относится к зимнему времени года.
При проектировании КС количество АВО выбирается в соответствии
с отраслевыми нормами [Козаченко]. На основании этих норм температура
технологического газа на выходе из АВО должна быть не выше 15-20 °С
средней температуры наружного воздуха. Уменьшение температуры техно­
логического газа, поступающего в магистральный газопровод после его
охлаждения в АВО, приводит к уменьшению средней температуры газа на
линейном участке трубопровода и, как следствие, к снижению температуры
и увеличению давления газа на входе в последующую КС. Это, в свою оче­
редь, приводит к уменьшению степени сжатия на последующей станции
(при сохранении давления на выходе из неё) и энергозатрат на компримиро­
вание газа по станции. Оптимизация режимов работы АВО должна соответ­
ствовать условию минимальных суммарных энергозатрат на охлаждение и
компримирование газа на рассматриваемом участке работы магистрального
газопровода.
Следует также отметить, что АВО газа являются экологически чи­
стыми устройствами для охлаждения газа, не требуют расхода воды, отно­
сительно просты в эксплуатации.
В настоящее время установки охлаждения транспортируемого газа яв­
ляются одним из основных видов технологического оборудования КС.
Г аз, который отбирается из технологических трубопроводов обвязки
КС для использования в различных вспомогательных системах, называется
импульсным. Например, пневмогидравлическая система приводов запорной
арматуры, пневмоприводных кранов технологического, топливного и пус58
кового газов, для подачи газа к контрольно-измерительным и регулирую­
щим приборам). В пневмогидравлической системе привода крана произво­
дится преобразование потенциальной энергии сжатого газа в механическую
работу по перемещению запорного шарового узла [Нормы технологиче­
ского...].
Трубопровод импульсного газа объединяется в общий коллектор и по­
ступает на узел подготовки импульсного газа (УПИГ), где происходит его
очистка и осушка.
В состав УПИГ входит следующее оборудование: фильтры-сепара­
торы, адсорберы, огневой подогреватель, газовый ресивер, запорная арма­
тура, контрольно-измерительные приборы, трубопроводы и гибкие резино­
вые шланги.
Фильтры-сепараторы предназначены для очистки импульсного газа от
механических примесей и влаги. Адсорберы предназначены для осушки им­
пульсного газа путём поглощения воды, находящейся в газе. Поглощение
осуществляется адсорбентом, находящимся в полости адсорберов. В каче­
стве адсорбента используются силикагель или циолит. Степень очистки и
осушки импульсного газа должна исключать заедание и обмерзание испол­
нительных органов при низких температурах наружного воздуха.
Как правило, из двух адсорберов в рабочем режиме поглощения влаги
находится один. Другой адсорбер находится в режиме восстановления ад­
сорбента. Восстановление осуществляется путём пропускания части подо­
гретого до высокой температуры газа (около 300 °С) через увлажнённый ад­
сорбент. Дело в том, что при достижении предельной влажности, силика­
гель теряет способность дальнейшего поглощения влаги и для возобновле­
ния его адсорбционных свойств через него пропускается горячий теплоно­
ситель. Осушка силикагеля проводится один раз в 2-3 месяца. Для подо­
грева газа используется огневой подогреватель. Цикл регенерации силика­
геля длится примерно 4 -6 ч, цикл охлаждения 2 -4 ч.
При эксплуатации УПИГ с помощью контрольно-измерительных при­
боров осуществляется контроль за давлением и температурой газа, его рас­
ходом и точкой росы, которая должна составлять -25 °С.
После УПИГ газ поступает ко всем общестанционным кранам на узел
подключения, режимным и агрегатным кранам, а также на низкую сторону
к кранам топливного и пускового газа.
Система топливного и пускового газа предназначена для очистки,
осушки и поддержания требуемого давления и расхода перед подачей его в
59
камеру сгорания и на пусковое устройство (турбодетандер). Г аз для этих си­
стем, как и для системы импульсного газа, отбирается из различных точек
технологических коммуникаций КС.
Система маслоснабжения КС включает в себя две маслосистемы: об­
щецеховую и агрегатную.
Общецеховая маслосистема, предназначенная для приёма, хранения и
предварительной очистки масла перед подачей его в расходную ёмкость
цеха. Эта система включает в себя: склад горюче-смазочных материалов
(ГСМ) и помещение маслорегенерации. На складе имеются в наличии ёмко­
сти для чистого и отработанного масла. Объём ёмкостей для чистого масла
подбирается исходя из обеспечения работы агрегатов сроком не менее трёх
месяцев. В помещении склада ГСМ устанавливается ёмкость отчищенного
масла и ёмкость отработанного масла, установка для очистки масла, насосы
для подачи масла к потребителям, а также система маслопроводов с армату­
рой.
После подготовки масла на складе ГСМ и проверки его качества, под­
готовленное масло поступает в расходную ёмкость. Объём расходной ёмко­
сти выбирается равным объёму маслосистемы ГПА, плюс 20 % для под­
питки работающих агрегатов.
Система смазывания ГПА включает в себя три масляных насоса (глав­
ный, вспомогательный и аварийный), маслобак с напорными и сливными
трубопроводами, предохранительный клапан, охладитель масла, два основ­
ных фильтра со сменными фильтрующими элементами, электрический по­
догреватель, датчики давления, температуры и указателей уровня масла
[Козаченко].
На КС используются два типа систем охлаждения масла: градирни и
АВО масла.
Градирни в настоящее время редко используются на КС, главным об­
разом, из-за трудностей их эксплуатации в зимний период, когда начинается
интенсивное их обледенение, приводящее к снижению поступления воздуха
в градирню и, как следствие, повышению температуры масла. Кроме того,
применение градирен вызывает необходимость хорошей водоподготовки,
повышенный расход воды, а также значительные расходы на проведение
профилактических ремонтов градирен.
В системах АВО масла используются схемы с непосредственным
охлаждением масла и схемы с использованием промежуточного теплоноси­
теля.
60
Все ГПА к системам АВО масла имеют электрические подогреватели,
которые используются для предварительного подогрева масла перед пуском
агрегата в работу до 25-30 °С.
Перепад температур масла на входе и выходе ГПА, как правило, до­
стигает величины 15-25 °С. Температура масла на сливе после подшипни­
ков должна составлять 65-75 °С. При температурах масла ниже 45 °С про­
исходит срыв масляного клина и агрегат начинает работать неустойчиво.
При температуре выше 85 °С срабатывает защита агрегата по высокой тем­
пературе масла.
При добыче и транспортировке в природном газе содержатся различ­
ного рода примеси: песок, сварной шлам, конденсат тяжёлых углеводоро­
дов, вода, масло и т. д. Источником загрязнения природного газа является
забойная зона скважины, постепенно разрушающаяся и загрязняющая газ.
Подготовка газа осуществляется на промыслах, от эффективности работы
которых зависит и качество газа. Механические примеси попадают в маги­
стральный газопровод как в процессе его строительства, так и при эксплуа­
тации.
Наличие механических примесей и конденсата в газе приводит к
преждевременному износу трубопровода, запорной арматуры, рабочих ко­
лес ЦН и, как следствие, снижению показателей надёжности и экономично­
сти работы КС и в целом магистрального газопровода.
Все это приводит к необходимости устанавливать на КС различные
системы очистки технологического газа. Первое время на КС для очистки
газа широко использовали масляные пылеуловители, которые обеспечивали
достаточно высокую степень очистки до 97-98 %. Масляные пылеулови­
тели работают по принципу мокрого улавливания разного рода смесей,
находящихся в газе. Примеси, смоченные маслом, сепарируются из потока
газа, само масло очищается, регенерируется и вновь направляется в масля­
ный пылеуловитель. Масляные пылеуловители чаще выполнялись в виде
вертикальных сосудов, принцип действия которых представлен на рис. 2.7.
Недостатками масляных пылеуловителей являются: наличие постоян­
ного безвозвратного расхода масла, необходимость очистки масла, а также
подогрева масла при зимних условиях эксплуатации.
В настоящее время на КС в качестве первой ступени очистки широко
применяют циклонные пылеуловители, работающие на принципе использо­
вания инерционных сил для улавливания взвешенных частиц (рис. 2.8).
61
Рис. 2.7. Вертикальный масляный
пылеуловитель: 1 - сепараторное
устройство; 2 - выходной патрубок;
3, 4, 5 - контактные и дренажные
трубки; 6 - люк; 7 - входной
патрубок; 8 - отбойный козырёк
Рис. 2.8. Циклонный пылеуловитель: 1 верхняя секция; 2 - входной патрубок; 3 выходной патрубок; 4 - циклоны; 5 нижняя решетка; б - нижняя секция; 7 люк-лаз; 8 - дренажный штуцер; 9 штуцеры контролирующих приборов; 10 —
штуцеры слива конденсата
Принцип работы циклонных пылеуловителей следующий: под дей­
ствием центробежной силы твёрдые частицы и капли жидкости отбрасыва­
ются от центра к периферии и по стенке стекают в специальную часть (цик­
лоны) и далее в нижнюю секцию пылеуловителя. Г аз после циклонных тру­
бок поступает в верхнюю секцию пылеуловителя, и затем, уже очищенный,
через патрубок выходит из аппарата.
Циклонные пылеуловители более просты в обслуживании нежели
масляные. Однако эффективность очистки в них зависит от количества цик­
лонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих
пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они проектированы.
В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень отсепарированной жидкости и механических примесей с целью их своевремен­
ного удаления продувкой через дренажные штуцеры. Контроль за уровнем
осуществляется с помощью смотровых стекол и датчиков, закреплённых к
62
штуцерам. Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями со­
ставляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более, и 95 % для
частиц капельной жидкости.
В связи с невозможностью достичь высокой степени очистки газа в
циклонных пылеуловителях появляется необходимость выполнять вторую
ступень очистки, в качестве которой используется фильтры-сепараторы,
устанавливаемые последовательно после циклонных пылеуловителей [Ко­
заченко].
Для работы в зимних условиях фильтр-сепаратор снабжён электриче­
ским обогревом его нижней части, конденсатосборником и контрольно-из­
мерительной аппаратурой. В процессе эксплуатации происходит улавлива­
ние механических примесей на поверхности фильтра, что приводит к увели­
чению перепада давлений на фильтре-сепараторе. При достижении пере­
пада, равного 0,04 МПа, фильтр-сепаратор необходимо отключить и произ­
вести в нём замену элементов на новые.
Как показывает опыт эксплуатации газотранспортных систем, нали­
чие двух степеней очистки обязательно на станциях ПХГ, а также и на пер­
вой по ходу линейной КС, принимающей газ из станции ПХГ. После
очистки, содержание механических примесей в газе не должно превышать
5 мг/м.
Вопросы для самоконтроля
1. Газомоторные станции. Типы газомоторных станций. Состав
ГМК.
2. Преимущества и недостатки ГМ К по сравнению с другими КС.
3. Установка ГМ К на магистральных газопроводах. Особенности
эксплуатации ГМК.
4. Основные показатели компрессорной части агрегатов ГМК.
5. Электроприводные КС. Преимущества и недостатки электроприводных КС по сравнению с другими КС.
7. Технологические схемы электроприводных К С с различным подклю­
чением ЦН.
8. Газотурбинный привод. ГТУ, используемые на КС. Показатели со­
временных ГТУ.
63
9. Преимущества и недостатки ГТУ по сравнению с другими приво­
дами на КС.
10. Центробежные нагнетатели. Назначение Ц Н на КС. Классы ЦН.
11. Производительность ЦН. Показатели Ц Н для транспорта при­
родных газов.
12. Приведённые характеристики ЦН. Определение реж има работы
Ц Н по приведённой характеристике ЦН.
13. Редукторы для ЦН. Типы редукторов для ЦН. Особенности экс­
плуатации редукторов для ЦН.
14. Монтаж, ревизия и замена составляющих элементов редуктора
дляЦН.
15. Обкатка редукторов для Ц Н после ремонта.
16. Необходимость охлаждения газа после сжатия.
17. Аппараты воздушного охлаждения газа. Назначение АВО. Схемы
АВО.
18. Импульсный газ. Назначение импульсного газа.
19. Типы систем охлаждения масла на КС.
20. Необходимость установки системы очистки технологического
газа на КС.
21. Масляные пылеуловители для очистки технологического газа на
КС.
22. Циклонные пылеуловители для очистки технологического газа на
КС.
23. Назначение фильтров-сепараторов на КС.
3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ГПА
3.1. Организация эксплуатации цехов
с газотурбинным приводом
ГПА - сложная энергетическая установка, предназначенная для ком­
примирования природного газа, поступающего на КС по магистральному
газопроводу.
Основные узлы, входящие в ГПА с газотурбинным приводом, следу­
ющие:
1. Воздухозаборная камера (ВЗК) нужна для подготовки циклового
воздуха, поступающего из атмосферы на вход осевого компрессора (ОК). На
разных типах ГПА воздухозаборные камеры имеют различные конструк­
ции, но все предназначены для очистки поступающего воздуха и понижения
уровня шума в районе ВЗК.
2. Пусковое устройство (турбодетандер, воздушный или электриче­
ский стартер) необходимо для первоначального раскручивания ОК и тур­
бины высокого давления (ТВД) в момент пуска ГПА.
3. ОК предназначен для подачи необходимого количества воздуха в
камеру сгорания ГТУ.
4. ТВД служит приводом ОК и находится с ним на одном валу.
5. Турбина низкого давления (ТНД) служит для привода ЦН.
6. Нагнетатель природного газа представляет собой центробежный га­
зовый компрессор без наличия промежуточного охлаждения и предназна­
чен для компремирования природного газа.
7. Краны обвязки ГПА.
8. Регенератор (воздухоподогреватель) представляет собой теплооб­
менный аппарат для повышения температуры воздуха, поступающего после
ОК в камеру сгорания (КС), и тем самым снижения расхода топливного газа
по агрегату.
9. КС предназначена для сжигания топливного газа в потоке воздуха
и получения продуктов сгорания с расчётными параметрами (давление, тем­
пература) на входе в ТВД.
10. Блок подготовки пускового и топливного газа представляет собой
комплекс устройств, при помощи которых часть газа, отбираемого из маги­
65
стрального газопровода, очищается от механических примесей и влаги, до­
водится до необходимых параметров, обусловленных требованиями эксплу­
атации ГПА.
11.
АВО масла предназначены для охлаждения смазочного масла по­
сле подшипников турбин и нагнетателя.
Кроме того, каждый ГПА снабжён системой регулирования основных
параметров агрегата, системами агрегатной автоматики, автоматического
пожаротушения, обнаружения загазованности помещения и др.
Под понятием «техническая эксплуатация ГПА» понимается выпол­
нение комплекса технических и организационных мероприятий, обеспечи­
вающих эффективное использование и длительное поддержание на высоком
техническом уровне состояния газоперекачивающего и вспомогательного
оборудования компрессорных станций. Это значит, что план транспорта
газа при эксплуатации газоперекачивающего оборудования необходимо вы­
полнить с минимальными расходами топливного газа и смазочного масла,
отсутствием вынужденных и аварийных остановок ГПА и обеспечением но­
минальной загрузки агрегатов.
Высокий уровень эксплуатации ГПА достигается прежде всего вы­
полнением следующих основных положений:
1. Точным и неукоснительным знанием и выполнением эксплуатаци­
онным персоналом КС инструкций заводов-изготовителей, «Правил техни­
ческой эксплуатации магистральных газопроводов» и других нормативных
документов, действующих в системе ПАО «Газпром».
2. Соблюдением и выполнением установленных сроков проведения
планово-предупредительных ремонтов (ПНР) основного и вспомогатель­
ного оборудования, а также своевременным выполнением профилактиче­
ских остановок компрессорных цехов.
3. Организацией работ по повышению надёжности и эффективности
работы газоперекачивающего и вспомогательного оборудования, а при
необходимости и выполнения работ по реконструкции и техническому пе­
ревооружению КС.
4. Создание условий для безопасной и безаварийной работы обслужи­
вающего персонала.
Для обеспечения качественного уровня эксплуатации ГПА необходим
постоянный и надёжный контроль за его работоспособностью как функци­
онирования ГПА в целом, так и отдельных его элементов в соответствии с
техническими условиями на всех режимах работы.
66
Контроль проводится эксплуатационным персоналом по показателям,
объём и точность измерений которых должны быть достаточными для обос­
нованного вывода о соответствии фактических показателей агрегата норма­
тивным. В соответствии с этим эксплуатационный персонал КС обязан под­
держивать заданный оптимальный режим работы ГПА, осуществлять кон­
троль и периодическую регистрацию эксплуатационных параметров, анали­
зировать их отклонение от нормальных величин, принимать меры по преду­
преждению опасных режимов работы.
Организация эксплуатации осуществляется целым рядом эксплуата­
ционных служб, входящих в состав линейных управлений. Среди них ос­
новными являются службы:
1. Газокомпрессорная, обеспечивающая организацию эксплуатации
механической части основного технологического оборудования и трубных
обвязок КС, а также всего вспомогательного оборудования, участвующего
в транспорте газа.
2. Энерговодоснабжения, обеспечивающая эксплуатацию электротех­
нического оборудования КС, а также систем тепловодоснабжения и про­
мышленной канализации.
3 Контрольно-измерительных приборов и автоматической системы
управления (АСУ), обеспечивающая эксплуатацию средств автоматизации
основного и вспомогательного оборудования КС и телемеханики.
Производственные задачи, права и обязанности инженерно-техниче­
ских работников этих служб определяются положениями и должностными
инструкциями. Непосредственное управление и контроль за режимом ра­
боты КС осуществляется сменным персоналом и центральной диспетчер­
ской службой (ЦДС) объединения.
Для обеспечения нормальной эксплуатации должны быть обязательно
выполнены следующие условия:
1. К эксплуатации ГПА должен допускаться только персонал, прошед­
ший специальное обучение, сдавший экзамен и получивший разрешение на
самостоятельную работу.
2. Эксплуатационный персонал должен быть обеспечен необходимой
технической документацией: инструкциями заводов-изготовителей, про­
ектно-исполнительной документацией, соответствующими инструкциями
по обслуживанию оборудования КС, в которые своевременно должны вно­
ситься изменения и дополнения.
67
3.
Эксплуатационный персонал должен быть обеспечен необходи­
мыми оборотными средствами, запасными частями и приспособлениями
для поддержания оборудования в соответствии с техническими условиями
заводов-изготовителей.
3.2. Подготовка к пуску, пуск и остановка ГПА
с газотурбинным приводом
Подготовка ГПА к пуску является одним из ответственных этапов в
её эксплуатации. Разрешение на подготовку ГПА к пуску сменный персонал
КС получает от ЦДС производственного предприятия, которое обязательно
записывается в оперативном журнале сменного диспетчера.
Перед пуском ГПА на нём необходимо выполнить ряд подготовитель­
ных работ. Объём этих работ оговаривается в инструкции по эксплуатации
и зависит, прежде всего, от того, из какого состояния пускается агрегат
[Коньков, Тимошенко].
Пуск ГПА может производиться из следующих состояний:
1. «Горячий резерв».
2. «Резерв».
3. После выполнения ремонта ГПА.
4. Первый пуск после монтажа.
При нахождении агрегата в состоянии «горячий резерв» на нём не тре­
буется выполнять каких-либо подготовительных работ. На агрегате необхо­
димо только поддерживать предпусковые условия, которые обеспечат его
немедленный запуск от кнопки «Пуск».
На агрегате, находящимся в «резерве», пуск можно обеспечить через
1,5-2 ч в зависимости от типа ГПА после получения указания диспетчера.
Это время необходимо для подогрева масла, проверки состояния элементов
управления запорной арматуры, подачи напряжения и т. п.
Наибольший объём подготовительных работ на ГПА выполняется пе­
ред первым пуском после монтажа, т. е. в процессе пусконаладочных работ.
Рассмотрим объём работ, выполняемых на ГПА после проведения на
нём среднего, капитального ремонта или регламента, как наиболее харак­
терного для текущей эксплуатации.
При подготовке ГПА к пуску необходимо:
68
1. Провести внешний осмотр оборудования и убедиться в отсутствии
посторонних предметов, особо тщательно проверить отсутствие горючих
материалов, а также баллонов с кислородом или пропаном.
2. Выполнить осмотр входного и выходного тракта ГПА (газоходов и
воздуховодов), а также воздухозаборной камеры на отсутствие посторонних
предметов, надёжного крепления фильтров на входе газа.
3. Выполнить контрольный анализ масла и проверить его уровень в
маслобаке и гидрозатворе переливного устройства.
4. Убедиться, что температура масла в маслобаке выше 25 °С, при
необходимости обеспечить его подогрев.
5. Проверить положение опор ГПА, опор и компенсаторов трубопро­
водов, тяг, связей, фундаментов и дистанционных болтов, шпонок,
устройств контроля температурных расширений корпусов ГПА, воздухово­
дов и газоходов.
6. Проверить положения запорной арматуры в обвязке ГПА.
7. Убедиться в готовности к действию системы загазованности, си­
стемы и средств пожаротушения.
8. При температуре наружного воздуха от +3 °С до -5 °С необходимо
включить систему антиобледенения.
9. Проверить наличие и оформление всей ремонтной документации.
10. Убедиться в наличии необходимого давления топливного и пуско­
вого газа, а также в открытии вентилей на подачу импульсного газа к запор­
ной арматуре.
11. Подать оперативное напряжение на системы управления и силовое
напряжение на остальные системы и устройства агрегата.
Выше перечислен основной набор работ, который в обязательном по­
рядке необходимо выполнять при подготовке ГПА к пуску после ремонта.
Однако каждый ГПА имеет свои специфические требования, учитывающие
его конструктивные и технологические особенности.
В любом случае предпусковые работы проводятся по специальной
технологической маршрутной карте, которая учитывает все особенности
ГПА и его систем на КС.
После проведения подготовительных работ в соответствии с инструк­
циями заводов-изготовителей необходимо путём комплексного опробова­
ния или имитации произвести проверку защит и сигнализации ГПА.
Пуск ГПА запрещается:
1. При неисправности любой, хотя бы одной защиты на ГПА.
69
2. При не до конца собранных деталях и трубопроводах агрегата.
3. При повышенном перепаде масла на фильтрах, неудовлетворитель­
ном качестве масла, наличии утечек масла системы смазывания и масла си­
стемы уплотнения.
4. При неустранении дефектов, обнаруженных на ГПА, до вывода в
ремонт.
5. При вынужденной и аварийной остановках до устранения причины,
вызвавшей остановку.
6. При неисправности системы пожаротушения и контроля загазован­
ности, а также при обнаружении промасленных участков газоходов и возду­
ховодов.
Пуск ГПА является самым ответственным этапом в организации экс­
плуатации КС. Это связано с тем, что при пуске ГПА одновременно вклю­
чается в работу очень большое количество систем как самого агрегата, так
и вспомогательных систем КС, от подготовки и правильной настройки ко­
торых зависит, насколько надёжно этот пуск осуществляется.
При пуске ГТУ начинают расти динамические нагрузки, возникают
термические напряжения в узлах и деталях от прогрева ГТУ. Рост теплового
состояния ведёт к изменению линейных размеров лопаток, дисков, измене­
нию зазоров в проточной части, тепловому расширению трубопроводов.
Также в первый момент работы ГТУ не обеспечивается устойчивый гидрав­
лический клин в системе смазывания. Идёт процесс перехода роторов с ра­
бочих колодок на установочные. Компрессор ГПА близок к работе в зоне
помпажа. Через ЦП осуществляется большой расход газа при низкой сте­
пени сжатия, что ведёт к большим скоростям движения газа, особенно в тру­
бопроводах рециркуляции, что вызывает их вибрацию. В процессе запуска
до выхода на режим «малого газа» валопроводы некоторых типов ГПА про­
ходят через частоты вращения, совпадающие с частотой собственных коле­
баний, т. е. через резонанс.
На начальном этапе пуска ГПА вследствие неустановившегося ре­
жима или нарушений в работе системы регулирования может происходить
и заброс температуры.
Из сказанного можно сделать вывод, что процесс запуска ГПА харак­
теризуется очень большим количеством и сочетанием неустановившихся
режимов работы, а также периодическим их изменением.
Время пуска зависит от типа ГПА. Для стационарных ГПА оно состав­
ляет 20-30 мин, для ГПА с авиационным приводом 5-10 мин.
70
Для стационарных оно больше по причине необходимости обеспече­
ния равномерного прогрева корпусных узлов и деталей ГТУ. Эти узлы и де­
тали имеют большую массу, поэтому для обеспечения их равномерного про­
грева и одинакового расширения необходимо больше времени.
Пуск ГПА осуществляется с помощью пусковых устройств. В каче­
стве основных устройств применяются турбодетандеры, работающие в ос­
новном на перепаде давления природного газа, который предварительно
очищается и редуцируется до необходимого давления. Турбодетандеры
установлены на всех стационарных и некоторых авиационных ГПА. Иногда
в качестве рабочего тела применяется сжатый воздух [Коньков, Тимо­
шенко].
Кроме турбодетандера, широкое применение нашли электростартеры,
которые применяются на судовых ГПА. Ряд агрегатов оборудован системой
гидравлического запуска. Мощность пусковых устройств составляет 0,3-3
% мощности ГПА в зависимости от типа ГПА - авиационных или стацио­
нарных.
На рис. 3.1 в качестве примера показана схема обвязки пускового
устройства и топливного газа стационарного ГПА с полнонапорным центро­
бежным нагнетателем (ГТК-10-4).
га*
тг
Рис. 3.1. Принципиальная схема системы топливного и пускового газа ГТК-104: ТГ - топливный газ; ПГ - пусковой газ; ВЗК - воздухозаборная камера; ТД турбо детандер; ОК - осевой компрессор; КС - камера сгорания; ТВД - турбина
высокого давления; ТНД - турбина низкого давления; Н - нагнетатель; РЕГ регенератор; 1 -1 5 -к р а н ы
71
При пуске ГПА можно выделить три этапа (см. рис. 3.1). На первом
этапе раскрутка ротора осевого компрессора и ТВД происходит только бла­
годаря работе пускового устройства, а сам алгоритм протекает следующим
образом. После нажатия кнопки «Пуск»» включается пусковой насос маслосмазки и насос масло-уплотнения. Открывается кран 4 и при открытом
кране 5 осуществляется продувка контура нагнетателя, в течение 15-20 с.
После закрытия крана 5 и роста давления в нагнетателе до перепада 0,1 МПа
производится открытие крана 1, закрытие крана 4 и открытие агрегатного
крана 6. При этом происходит заполнение контура нагнетателя, и такой пуск
называется пуском ГПА с заполненным контуром.
Далее включается валоповоротное устройство, вводится в зацепление
шестерня турбодетандера, открываются гидравлический клапан 13 и сто­
порный клапан системы регулирования ГПА. Затем открывают кран 11, за­
крывают кран 10 и отключается валоповоротное устройство. Агрегат начи­
нает вращаться от турбодетандера.
Первый этап раскрутки заканчивается открытием крана 12 и закры­
тием крана 9.
На втором этапе раскрутка ротора турбокомпрессора производится
совместно турбодетандером и турбиной. При достижении частоты враще­
ния турбокомпрессора, достаточных для зажигания смеси приблизительно
400-1000 м ин-1 , включается система зажигания и открывается кран 15, по­
дающий газ на запальное устройства камеры сгорания. О нормальном зажи­
гании сигнализирует датчик-фотореле. Через 2-3 с открывается кран 14 и
начинает осуществляться подача газа на дежурную горелку. Примерно че­
рез 1-3 мин после набора температуры около 150-200 °С заканчивается
«первый» этап прогрева, открывается регулирующий клапан на величину
1,5-2 мм и начинается второй этап прогрева, который продолжается при­
близительно 10 мин. Затем происходит постепенное увеличение частоты
вращения ТВД за счёт открытия газорегулирующего клапана. При достиже­
нии частоты вращения 40-45 % от номинальной турбина выходит на режим
самоходности. В это время закрываются краны 13 и 11, открывается кран
10. При выходе из зацепления муфты турбодетандера заканчивается второй
этап раскрутки ротора.
На третьем этапе происходит дальнейший разгон ротора турбоком­
прессора путём постепенного увеличения подачи газа в камеру сгорания.
При этом закрываются антипомпажные клапаны осевого компрессора, тур­
боагрегат переходит работать с пусковых насосов на основные, приводимые
72
во вращение уже от роторов агрегата. При увеличении частоты вращения до
величины, равной частоте вращения других нагнетателей цеха, открывается
кран 2 и закрывается агрегатный кран 6, включается табло «Агрегат в ра­
боте».
Обслуживание ГПА в процессе пуска, остановки и работы осуществ­
ляет оперативный дежурный персонал, которым руководит сменный дис­
петчер. Процесс эксплуатации ГПА не существует самостоятельно.
Эксплуатация компрессорного цеха осуществляется как единый тех­
нологический комплекс, взаимосвязанный с линейной частью магистраль­
ного газопровода и работой соседних КС. Поэтому количество работающих
ГПА и режим их работы определяется ЦДС предприятия. В соответствии с
её заданием оперативный персонал обязан обеспечивать оптимальный ре­
жим перекачки газа через КС.
Контроль за состоянием основного и вспомогательного оборудования
сводится к периодической регистрации эксплуатационных параметров, ана­
лизу причин их изменения и отклонения от нормальных величин и преду­
преждению аварийных режимов работы. Любые отклонения параметров ра­
боты от установленных инструкциями по эксплуатации ГПА должны немед­
ленно выясняться и устраняться. При невозможности определить причину
нарушения агрегат должен быть остановлен, а вместо него пущен другой,
находящийся в резерве.
Регистрация эксплуатационных параметров ГПА осуществляется ре­
гулярно с периодичностью 1-2 ч с записью этих параметров в суточных ве­
домостях компьютера. Эти показатели фиксируются при обходе и осмотре
оборудования с главных и местных щитов управления, а также с отдельных
приборов или мест, обозначенных инструкциями заводов-изготовителей.
В процессе эксплуатации ГПА и вспомогательного оборудования мо­
гут возникнуть ситуации, связанные:
1. С аварийной остановкой ГПА или аварией на вспомогательных си­
стемах.
2. С пожаром на ГПА или другом оборудовании.
3. С разрывом технологических газопроводов высокого давления как
на трассе, так и в пределах КС.
4. Со стихийными бедствиями, создающими угрозу оборудованию и
жизни людей.
73
Действия сменного персонала при возникновении подобных ситуаций
изложены в специальных инструкциях. Знание и применение их должно от­
рабатываться при проведении противопожарных и противоаварийных тре­
нировок.
Все показатели для ГПА в соответствии с техническими условиями на
их поставку определены для температуры окружающего воздуха +15 °С и
барометрического давления 760 мм рт. ст. Параметры атмосферного воздуха
оказывают существенное влияние на эксплуатационные характеристики
ГПА. На рис. 3.2 показан график зависимости мощности ГТУ АЛ-31СТ от
температуры наружного воздуха. В эксплуатации по условиям прочности
агрегата нельзя допустить повышение нагрузки ГПА при отрицательных
температурах свыше 15 % от номинальной мощности. Загрузка ГПА обычно
определяется по приведённой характеристике ЦН.
Работа ГПА при от­
рицательных температурах
предъявляет ряд дополни­
тельных требований к экс­
плуатационному
персо­
налу по контролю за ос­
новным и вспомогатель­
ным оборудованием. Так,
на агрегатах, находящихся
в резерве, необходимо
-60
-11
15
25
35
t,°C
включить подогрев масла,
Рис. 3.2. Мощность ГТУ АЛ-31СТ в зависимости от
а при пуске их обязательно
температуры окружающей среды: 1 - номинальная
пользоваться
байпасной
мощность; 2 - увеличение мощности при понижении
задвижкой для постепен­
темпе-ратуры окружающей среды; 3 - понижение
мощности
при
повышении
температуры
ного
прогрева
масла,
окружающей среды; 4 - максимально допустимая
чтобы не допустить повы­
мощность в зимнее время
шения давления в трубных
досках аппарата воздушного охлаждения (АВО) масла и не вывести их из
строя.
При снижении температуры за АВО газа в магистральном газопроводе
могут создаться условия, при которых образуются гидратные пробки. С це­
лью недопущения их образования необходимо поддерживать температуру
газа на всем участке до следующей КС или потребителя выше температуры
74
точки росы, что обеспечивается количеством работающих вентиляторов и
отключением секций АВО.
На выхлопных трубопроводах и выхлопных шахтах устанавливаются
утилизаторы теплоты, обеспечивающие подогрев воды, которая использу­
ется в системе отопления помещений КС. При отрицательных температурах
наружного воздуха необходимо удостовериться в отсутствии воды в утили­
заторах резервных ГПА.
Пуск ГПА при отрицательных температурах несколько затруднён изза повышенной плотности воздуха, так как при этом в камере сгорания об­
разуется обеднённая смесь. Для обеспечения нормального пуска ГПА необ­
ходимо включить зажигание при меньшем давлении воздуха за осевым ком­
прессором, т. е. при более низких частотах вращения турбины высокого дав­
ления (ТВД).
Эксплуатационный персонал должен обращать особое внимание на
импульсный газ, от качества и своевременной подачи которого зависит
успешная перестановка кранов. Сменный персонал обязан знать точку росы
импульсного газа при его подготовке. И в случае, если температура окружа­
ющего воздуха снизилась ниже этой точки, необходимо проверить наличие
газа в коллекторах и работоспособность блока подготовки импульсного газа
путём его продувки. При переходе на зимний период работы краны должны
эксплуатироваться на зимних смазках и гидрожидкостях.
При отрицательных температурах необходимо стремиться к сниже­
нию перегрузок ГТУ, так как очень холодный воздух негативно влияет на
лопаточный аппарат компрессора и лопатки турбины. Поэтому сразу после
остановки ГТУ во избежание переохлаждения лопаток турбины необходимо
закрыть жалюзи, если таковыми оснащён агрегат.
Перед пуском ГПА с авиационным приводом двигатель необходимо
разогреть до температуры примерно +5 °С.
Определённые трудности испытывает эксплуатационный персонал
при продувке жидкости из пылеуловителей и фильтр-сепараторов. Для по­
вышения надёжности работы этой системы краны и продувочные коллек­
торы оснащаются электрическим подогревом. Кроме того, эти запорные ор­
ганы необходимо держать открытыми, чтобы жидкость стекала в подзем­
ную дренажную ёмкость. Из подземной ёмкости жидкость удаляется про­
дувкой в конденсатосборник для последующей утилизации.
Все остановки ГПА на КС подразделяются на нормальные и вынуж­
денные.
75
Нормальные остановки (НО) подразделяются на плановые и внепла­
новые. Плановые нормальные остановки связаны с выводом ГПА в ремонт,
проведением ревизии и выводом в резерв его по графику. Внеплановые нор­
мальные остановки, как правило, не связаны с отказами ГПА и проводятся
по предварительно принятому распоряжению НДС. Чаще всего они связаны
с поддержанием режима работы магистрального газопровода. Изменение
режима работы может произойти при сокращении подачи газа по маги­
стральному газопроводу из-за уменьшения потребления газа потребителями
или возможного разрыва трубопровода, а также для экономии расхода топ­
ливного газа при избыточном числе работающих ГПА.
Вынужденные остановки, в свою очередь, могут быть нормальными и
аварийными.
Вынужденная нормальная остановка (ВНО) выполняется по команде
оператора эксплуатационного персонала при незначительных отклонениях
в режиме работы ГПА, появлении предупреждающих сигналов системы ав­
томатики и других отклонениях, при которых агрегат может продолжать ра­
ботать и не требуется его аварийная остановка, например, при возникнове­
нии утечек масла, быстром снижении уровня масла в маслобаке, резком воз­
растании расхода масла через поплавковую камеру, появлении посторонних
шумов внутри проточной части агрегата, повышении уровня вибрации.
Нормальная остановка агрегата производится автоматически нажа­
тием на кнопку «Нормальная остановка» (НО) на панели управления.
Аварийная остановка (АО) агрегата осуществляется при угрозе ава­
рии по команде оператора или автоматически от устройств защиты, а также
во всех случаях отклонений от нормального режима, создающих угрозу без­
опасности обслуживающего персонала или сохранности оборудования.
Аварийная остановка работающего агрегата при срабатывании си­
стемы защиты происходит в случаях:
1. Погасания факела в камере сгорания.
2. Повышения температуры газов за турбиной низкого давления
(ТНД) выше максимально допустимой.
3. Повышения температуры подшипников ГПА выше максимально
допустимой.
4. Повышения частоты вращения роторов ТВД и ТНД выше предельно
допустимого значения.
5. Осевого сдвига роторов турбины и ЦН.
76
6. Понижения давления масла на смазку подшипников турбины и ЦН
ниже допустимых значений.
7. Появления недопустимой вибрации подшипников ГПА.
8. Понижения перепада между давлением масла и давлением газа в
уплотнении ЦН ниже допустимого значения.
9. Самопроизвольного срабатывания кранов обвязки турбины и ЦН.
10. Нерасцеплении муфты турбодетандера при пуске агрегата и повы­
шении частоты вращения ротора турбодетандера сверхдопустимой.
Вынужденная аварийная остановка агрегата выполняется сменным
персоналом нажатием кнопки «Аварийная остановка» или воздействием на
кнопки управления:
1. При отказах системы защиты (хотя бы одной из вышеперечислен­
ных защит).
2. При воспламенении масла на турбине (если невозможно быстро по­
гасить пламя подручными средствами).
3. При внезапном прорыве газа в помещение машинного зала.
4. При появлении дыма из подшипников.
5. При появлении условий, создающих угрозу безопасности обслужи­
вающему персоналу или поломки оборудования.
3.3. Проверка защиты и сигнализации ГПА
Защита ГТУ и ЦН от недопустимых режимов работы является одной
из основных функций системы автоматического регулирования ГПА [Горе­
лик]. Система зашиты, обеспечивая защиту ГПА во время пуска и оста­
новки, также автоматически выполняет операции, необходимые для восста­
новления нормального режима в процессе работы. При аварийном режиме
она останавливает агрегат и подает аварийный сигнал обслуживающему
персоналу. Защитные устройства предотвращают повреждение агрегата и
обеспечивают безопасность обслуживающего персонала при возникнове­
нии аварийных состояний. Все системы защиты действуют независимо от
системы управления с тем, чтобы при возникновении неисправности в си­
стемах управления, системы защиты не вышли бы из строя. Во всех случаях
быстрое отключение турбины и остановка агрегата при возникновении
опасного состояния осуществляется прекращением подачи топливного газа
77
к камере сгорания стопорным клапаном и открытием клапанов для выпуска
воздуха из компрессора. Противопомпажная защита воздушного компрес­
сора осуществляется сбросными клапанами, частично сбрасывающими воз­
дух из компрессора.
Система защиты ГТУ предохраняет агрегат в случае отклонения по­
казателей за допустимые пределы: давления масла в системе смазывания,
осевого сдвига роторов, температуры подшипников, перепада «масло-газ»,
температуры продуктов сгорания, давления топливного газа, частоты вра­
щения роторов, вибрации подшипников, а также в случаях погасания факела
в камере сгорания, нарушения заданной последовательности пусковых опе­
раций, задержке агрегата в зоне запрещённой частоты вращения, помпаже
ЦН.
Кроме агрегатных САУ и защиты ГТУ, существует комплекс средств
контроля и автоматики компрессорного цеха, осуществляющий оператив­
ное управление, защиту и контроль за работой оборудования цеха и объек­
тов КС. В этот комплекс входят следующие общестанционные системы за­
щиты:
1. Защита цеха или укрытия ГПА от загазованности.
2. Защита цеха или укрытия ГПА от пожара.
3. Защита КС при аварийных ситуациях (аварийная остановка КС).
4. Защита по давлению газа на выходе из КС.
5. Защита по высокой температуре газа на выходе из КС;
6. Защита по высокому уровню жидкости в пылеуловителях, сепара­
торах и др.
При срабатывании защитного устройства, которое может быть элек­
трическим, гидравлическим или пневматическим, и появлении защитного
сигнала, осуществляется экстренная остановка агрегата. Так, примени­
тельно к агрегатам типа ГТК -10, экстренную остановку осуществляют ор­
ганы предельной защиты, которые включают стопорный клапан, два элек­
тромагнитных клапана, подключенные к электрической системе защиты,
два бойковых автомата безопасности, срабатывающих при достижении пре­
дельно допустимых частот вращения валов турбодетандера и ТВД или от
ручного воздействия на кнопку управления. При аварийной ситуации одним
из перечисленных устройств из линии предельной защиты выпускается воз­
дух, давление снижается и стопорный клапан перекрывает подачу топлив­
ного газа к камере сгорания. Одновременно закрывается и регулирующий
78
клапан. Открываются полностью выпускные воздушные клапаны осевого
компрессора и в результате турбина быстро останавливается.
Наладка защит ГТУ и ЦН проводится в три этапа:
1. Перед пуском на остановленной турбине.
2. При пуске.
3. При работе без нагрузки и с нагрузкой.
В качестве пример рассмотрим краткое описание основных систем за­
щиты применительно к агрегату ГТК-10-4.
З а щ и т а по д а в л е н и ю м а с л а в с и с т е м е с м а з ы в а н и я .
Эта защита останавливает агрегат при падении давления масла в си­
стемах смазывания турбины и ЦН ниже 0,02 МПа. Низкое давление масла
может нарушить условия смазывания и вызвать разрушение подшипников
ГПА. Поэтому необходимо проверить включение защиты по маслу. Изме­
рение давления производится электроконтактными манометрами. При паде­
нии давления масла стрелка манометра замыкает контакты, выдавая через
реле на главный щит управления сигнал «Аварийное давление масла». Од­
новременно с аварийным сигналом включается резервный масляный насос,
обеспечивая давление в системе смазывания не менее 0,04 МПа.
З а щ и т а по п о г а с а н и ю ф а к е л а .
Система обнаружения пламени выполняет две функции.
Во время нормального запуска ГПА светочувствительные элементы
фотореле обнаруживают установление пламени в камере сгорания и разре­
шают продолжать последовательность запуска агрегата. В противном слу­
чае прекращается подача топливного газа и, таким образом, исключается
возможность его скопления в турбине, а следовательно, и возможность
взрыва.
В случае срыва пламени во время работы немедленно прекращается
подача топливного газа в камеру сгорания, в результате чего исключается
возможность поступления несгоревшего топлива в патрубок турбины, где
могло бы произойти вторичное зажигание в результате соприкосновения
топливного газа с горячими поверхностями, что опасно как для обслужива­
ющего персонала, так и для самого оборудования.
Эта цепь защиты включается после открытия стопорного и регулиру­
ющего клапанов. При проверке защит, после включения электропитания фо­
тореле, должна сработать аварийная защита по импульсу от фотореле. При
79
этом должны сработать электромагнитные клапаны в линии предельной за­
щиты, закрыться стопорный и регулирующий клапаны, включиться аварий­
ный сигнал «Факел погас».
З а щ и т а по о с е в о м у с д в и г у р о т о р о в .
Эта защита срабатывает, останавливая агрегат, при увеличении давле­
ния масла в системе защиты по осевому сдвигу выше установленных вели­
чин. При осевом сдвиге возможно задевание вращающихся деталей ГПА за
неподвижные детали и разрушение отдельных узлов агрегата.
Масло (воздух) к реле осевого сдвига турбокомпрессора, силовой тур­
бины и ЦН поступает через шайбы диаметром 3 мм, а сливается через за­
зоры между соплами реле и упорными дисками на валах агрегата. Давление
масла на ЭКМ должно составлять 0,12-0,18 МПа (давление воздуха при гид­
ропневматической системе регулирования должно составлять 0,03-0,06
МПа). Изменение давления масла, которое происходит при осевом сдвиге
ротора, фиксируется электроконтактными манометрами системы защиты.
Контакты на манометрах должны срабатывать при повышении давления
масла до 0,3-0,35 МПа (или превышении давления по воздуху свыше 0,1
МПа), при этом на главный щит управления подаётся аварийный сигнал
«Авария по осевому сдвигу».
З а щ и т а по п е р е п а д у м е ж д у м а с л о м у п л о т н е н и я и г а з о м в
полости ЦН (защита «масло-газ»).
Для предотвращения протечек газа по валу из ЦН в машинный зал
применяется система уплотнения нагнетателя. С этой целью к торцевому
уплотнению, совмещённому с опорным вкладышем подшипника ЦН, пода­
ётся масло с давлением на 0,1-0,15 МПа больше давления газа в ЦН. Для
поддержания постоянной разности давления между маслом и газом приме­
няется регулятор перепада давления. Защита по перепаду давления «маслогаз» осуществляется с помощью дифференциального реле давления, осу­
ществляющего электрическую блокировку и автоматическое переключение
с рабочего винтового масляного насоса уплотнения на резервный при сни­
жении перепада давления, а также остановку ГПА с отключением ЦН от ма­
гистрального газопровода при полном исчезновении перепада.
Таким образом, при проверке защиты по перепаду «масло-газ» прове­
ряется резервирование насосов (т. е. включение резервного насоса при от­
ключении работающего винтового масляного насоса уплотнения). При от­
ключении электродвигателей обоих винтовых масляных насосов уплотне­
ния, после установленной выдержки времени, должна срабатывать защита
80
по уменьшению перепада давления в уплотнении. При этом должен за­
крыться кран и включиться сигнал на главном щите управления «Аварий­
ный перепад «масло-газ». При проверке работы регулятора перепада давле­
ния необходимо следить, чтобы давление масла всё время было выше дав­
ления газа на 0,1-0,15 МПа.
З а щ и т а от п р е в ы ш е н и я т е м п е р а т у р ы газа.
Эта защита является одной из основных систем защит газовой тур­
бины.
При нормальных условиях эксплуатации температура газа обычно
поддерживается регулированием расхода топлива. Однако при неисправно­
стях в системе регулирования, помпажах осевого компрессора или ЦН ко­
личество подаваемого топлива, а значит, и температура газа могут превы­
сить установленные нормы. Это может привести к выгоранию лопаток про­
точной части газовой турбины, разрушению лопаточного аппарата и другим
тяжелым последствиям. В начале система защиты от превышения темпера­
туры газа включает предупредительный звуковой и световой сигналы, что
указывает на необходимость разгрузки турбины, предотвращая тем самым
её отключение. Если же температура газа будет продолжать повышаться, то
система защиты останавливает агрегат. Система защиты спроектирована та­
ким образом, что является независимой от системы регулирования темпера­
туры газа. Температура газов измеряется термопарами, устанавливаемыми
за ТНД или перед ТВД.
З а щ и т а по п р е в ы ш е н и ю ч а с т о т ы в р а щ е н и я р о т о р о в Т ВД ,
ТНД и турбодетандера.
Система защиты от превышения частоты вращения предназначена для
защиты газовой турбины от возможных повреждений, вызываемых превы­
шением максимальной частоты вращения валов ТНД, ТВД и турбодетан­
дера. При повышении частоты вращения может произойти отрыв лопаток,
разрушение замков и дисков, могут появиться осевые сдвиги и разрушения
подшипников, корпусных деталей ГТУ и т. д. Чтобы предотвратить превы­
шение частоты вращения роторов ГТУ свыше допустимых значений, при­
меняют разного рода автоматы безопасности.
З а щ и т а по т е м п е р а т у р е п о д ш и п н и к о в .
Система защиты по температуре подшипников выдаёт предупрежда­
ющий и аварийный сигналы при возрастании температуры выше допусти­
мой, что может привести к разрушению подшипников, выплавлению баб­
бита вкладышей, осевым сдвигам, повышенной вибрации и т. п.
81
Защита по температуре подшипников осуществляется с помощью ма­
логабаритных платиновых термометров сопротивления, установленных во
вкладышах опорных подшипников и колодках упорных подшипников. Тер­
мометры сопротивления подключены к электронному мосту, который осу­
ществляет измерение и регистрацию температуры подшипников, а также
выдает предупреждающий (при 75 °С) и аварийный (при 80 °С) сигналы на
главный щит управления.
С и с т е м а з а щ и т ы от в и б р а ц и и .
Защита агрегата от вибрации осуществляется с помощью датчиков,
размещаемых на корпусах подшипников ГПА. При этом вибрация измеря­
ется в трёх направлениях: вертикальном, поперечном и осевом. Сигнал по­
ступает от пьезодатчика. Повышенная вибрация может привести к наруше­
нию условий смазывания и разрушению подшипников, задеваниям враща­
ющихся деталей в прочной части и другим аварийным ситуациям.
Имеется два уровня вибрации.
При достижении первого уровня вибрации включается предупреди­
тельная сигнализация (сигнализация срабатывает при значении виброскоро­
сти, равной 7,1 мм/с).
При достижении второго уровня, когда вибрация становится более
11,2 мм/с, срабатывает аварийная сигнализация и происходит остановка аг­
регата.
Кроме перечисленных выше основных систем защиты применяются и
другие:
1. По минимальному и максимальному уровню масла в маслобаке
ГПА.
2. Защита по аварийной остановке от кнопки «Аварийная остановка».
3. Защита по давлению топливного газа.
4. Защита по предотвращению работы вала турбокомпрессора в диа­
пазоне резонансных частот вращения 2500-4300 м и н -1 (более 5 мин).
5. Защита ЦН от помпажа.
6. Защита по разряжению на входе в осевой компрессор.
Проверку защиты в обязательном порядке и в соответствии с Прави­
лами технической эксплуатации проводят при подготовке ГПА к пуску.
Проверку проводит комиссия с оформлением специального протокола при­
ёмки-сдачи защиты.
82
3.4. Противопомпажная защита центробежного нагнетателя
Помпаж, или неустойчивый режим работы, ЦН является наиболее
опасным автоколебательным режимом в системе нагнетатель-газопровод,
приводящим к срыву потока в проточной части ЦН.
Внешне помпаж проявляется в виде хлопков, сильной вибрации ЦН,
отдельных периодических толчков, в результате чего возможны разрушение
рабочего колеса ЦН, повреждение упорного подшипника, разрушение лаби­
ринтных уплотнений и т. д. Возникновение помпажа в ЦН вызывает коле­
бания частоты вращения и температуры газа ГТУ, приводящей во вращение
ЦН, что ведёт к возникновению неустойчивой работы осевого компрессора,
что, в свою очередь, приводит к аварийной остановке ГПА.
Причинами возникновения помпажа является изменение характери­
стики магистрального газопровода, вследствие:
1. Колебаний давления газа в магистральном газопроводе.
2. Влияния параллельно включённых, но более напорных ЦН.
3. Неправильной или несвоевременной перестановки кранов в труб­
ной обвязке ЦН.
Изменение режима работы ЦН до значительного уменьшения расхода
газа (приблизительно до 60 % от расчётного значения), вследствие:
1. Снижения частоты вращения ЦН ниже допустимой.
2. Ухудшения технического состояния газотурбинного привода.
3. Попадания посторонних предметов на защитную решётку ЦН и её
обледенение и др.
Режимы работы нагнетателя по расходу газа, как правило, ограничи­
ваются 10 %-м запасом от границы помпажа и определяются как [Коза­
ченко]
S = — ^ — — 100 > 10%,
хпомп
где QПОмп - объёмная производительность ЦН при помпаже.
П р и м е р . Определить запас устойчивой работы центробежного
нагнетателя ГПА-Ц-6,3/56М-1,45, имеющего следующие параметры рабо­
чего режима: давление газа на входе в ЦН рв = 3,9 МПа, давление газа на
выходе из ЦН р вых = 5,3 МПа, температура газа на входе в ЦН tB = 16 °С,
номинальная частота вращения вала ЦН щ = 8100 м и н -1 , частота вращения
83
вала ЦН п = 8200 м и н -1 , коммерческая производительность ЦН QK= 475000
м3/ч, плотность газа р0 = 0,676 кг/м3.
Относительная плотность газа по воздуху
Ро
0,56.
Р = 1,205
Газовая постоянная
29,27
29,27
= 512 Д ж /(кг • К) = 52,2 (кг • м ) / ( к г • К).
Rr = — г—
р
0,56
Коэффициент сжимаемости газа на входе в ЦН определяется по номо­
грамме [Козаченко]
ZH= 0,93.
Плотность газа на входе в ЦН
104рв
104 • 3,9
28,32 к г /м 3.
кв ZHRr( tB + 273)
0,93 • 52,2(16 + 273)
Объёмная производительность ЦН
QK ро
475000 0,676
189 м3/м и н .
Q 0,06 Pj
60
28,32
Приведённая объёмная производительность ЦН
/п \
8200
,
Qrw = Q —
= 189 •— — = 191,3 м3/м и н .
Vnp v \ п 0/__
8100
'
пр
Запас устойчивой работы ЦН
(191,3 - 135)
( Q - Q помп)
100
100 = 41,7 % ,
135
Qпомп
где Qn0Mn = 135 м3/мин определяется по характеристике ЦН.
Эксплуатационный персонал должен по показаниям штатных прибо­
ров периодически контролировать положение рабочей точки на характери­
стике ЦН и не допускать её приближения к опасной зоне, для чего при ра­
боте на частичных режимах необходимо повышать частоту вращения ЦН
либо уменьшать напор и расход параллельно работающей группы нагнета­
телей. При возникновении помпажа необходимо открыть перепускной кран,
соединяющий линию нагнетания с всасывающей, при этом расход газа через
ЦН увеличится, а степень сжатия снизится, рабочая точка ЦН переместится
вправо от границы помпажа.
В настоящее время существует достаточно много противопомпажных
автоматических систем, позволяющих не допустить попадание ЦН в помпаж и сигнализирующих о приближении рабочей точки к границе помпажа.
84
Наиболее распространённые системы основаны на сопоставлении величины
расхода газа с создаваемым ЦН напором с последующим воздействием на
перепускной кран. Более современные системы включают защиту и регули­
рование ЦН в области помпажных режимов и имеют перепускной кран с
регулируемым проходным сечением.
3.5. Эксплуатация ГПА с электроприводом
КС с приводом от электродвигателей строились в основном на маги­
стральных газопроводах, проходивших через развитые промышленные и
центральные районы страны, имеющие резерв электроэнергии.
По сравнению с другими типами приводов основные преимущества
электроприводных ГПА заключаются в следующем:
1. Высокая надёжность, которая, правда, в значительной степени за­
висит от внешних источников питания (энергосистем).
2. Минимальные затраты на капитальный ремонт.
3. Большой моторесурс узлов и деталей ГПА.
4. Простота автоматизации и управления.
5. Экологическая чистота.
6. Пожаробезопасность.
К недостаткам данного привода следует отнести прежде всего слабую
приспособленность ГПА к переменным режимам работы магистрального
газопровода из-за постоянной частоты вращения ротора электродвигателя,
а также рост стоимости электроэнергии, который резко повышает эксплуа­
тационные затраты и делает их в настоящий момент несоизмеримыми с за­
тратами ГТУ.
В состав электроприводных ГПА входит следующее основное обору­
дование:
1. Синхронный электродвигатель мощностью 4-25 МВт.
2. Редуктор (мультипликатор) для ГПА мощностью 4-12,5 МВт.
3. Нагнетатель (полнонапорный для мощностей 12,5-25 МВт, непол­
нонапорный для мощностей 4-12,5 МВт).
Кроме этого, в состав ГПА входят системы контроля, управления и
защиты, системы масло-смазки и масло-уплотнения, система электросило­
вого питания.
85
Крановые обвязки ЦН имеют такое же исполнение, как и на газотур­
бинных ГПА, и это исполнение зависит от типа ЦН: неполнонапорного или
полнонапорного. Полнонапорный ЦН может один обеспечить на КС необ­
ходимую степень сжатия газа (полный напор). Как правило, за редким ис­
ключением, электроприводные ГПА устанавливаются в компрессорных це­
хах. Электродвигатель устанавливается в машинном зале, а редуктор и ЦН
- в галерее нагнетателей. Количество устанавливаемых агрегатов в цехе за­
висит от их мощности, требуемой степени сжатия и производительности ма­
гистрального газопровода [Справочник по проектированию...].
Для ГПА мощностью 4-4,5 МВт количество агрегатов обычно колеб­
лется от 7 до 10. Для ГПА мощностью 12,5 МВт их количество составляет
примерно 7-8 - для полнонапорных ЦН и 4 - для неполнонапорных ЦН.
Агрегаты мощностью 25 МВт устанавливаются из расчёта три агрегата на
одну нитку магистрального газопровода. Новый тип агрегатов мощностью
6,3 МВт начал применяться в последнее время на ПХГ, и количество агре­
гатов здесь определяется объёмом закачки газа в хранилище.
Технические характеристики некоторых ГПА с электроприводом при­
ведены в табл. 3.1.
Таблица 3.1
Технические характеристики ГПА с электроприводом
Частота Частота
КПД
М ощ­ вращения вращения
Степень двига­
двига­
ЦН,
ность,
Тип ГПА
Тип ЦН
сжатия
теля по
кВт
теля,
м ин-1
ЦН
м ин-1
7980
1,25
95,6
АЗ-4500-1500
280-11-1
4500
1490
Диа­
метр
колеса
ЦН, мм
600
СДСЗ-45001550
СТД-4000-2
СТД-12500-2
280-11-1
280-11-6
4500
1500
7980
1,25
95,5
600
4000
7980
1,25
97,5
370-18-2
12500
3000
3000
4800
1,23
97,8
600
845
СТД-12500-2
370-18-1
12500
3000
4800
1,35
97,8
900
ЭГПА-6,3
НЦ-6,ЗВ/7,6
6300
3000
8300
1,45
97,4
555
ЭГПА-25
650-21-2
1,45
96,3
1080
25000 2700/3900 2700/3900
К пуску электроприводного ГПА предъявляются такие же требования,
как и к газотурбинному. Перед пуском ГПА должны быть выполнены все
86
предпусковые условия, контроль которых включает анализ исходного поло­
жения всех механизмов ГОА.
Существует два варианта пуска ГОА с электроприводом - разгружен­
ный и загруженный. При разгруженном пуске ротор ЦН начинает вра­
щаться, когда в полости нагнетателя давление равно атмосферному, за­
грузка начинается после включения в приводном электродвигателе возбу­
дительного устройства (при этом электродвигатель набирает синхронную
частоту вращения). При загруженном пуске (при пуске под давлением газа
в полости ЦН) включению электродвигателя предшествует загрузка ЦН пе­
реключением кранов в его обвязке и заполнением полости нагнетателя га­
зом. Переключение кранов до включения электродвигателя с точки зрения
управления - один из положительных моментов загруженного пуска, так как
позволяет всё наименее надёжные операции (по управлению кранами) вы­
полнять при неподвижном роторе ЦН. Поэтому при отмене пуска ГПА с
электроприводом, например, из-за отказа в переключении одного из кранов,
до включения и отключения приводного электродвигателя дело не доходит.
В результате снижается общее число пусков приводного электродвигателя,
что весьма важно, так как каждый пуск связан с соответствующими дина­
мическими и термическими нагрузками, приводящими к выходу его из
строя вследствие разрушения изоляции.
В соответствии с инструкцией по эксплуатации, электродвигатель до­
пускает два пуска подряд из холодного состояния; третий пуск рекоменду­
ется проводить не менее чем через шесть часов после остановки ГПА. Ча­
стые пуски приводят к недопустимому нагреву обмотки статора и особенно
ротора; при этом необходимо иметь в виду, что максимальная температура
обмоток статора после каждого пуска может быть значительно выше, чем
показания приборов, что связано с погрешностью измерения, не всегда
удачным местом установки датчика и быстрым рассеиванием теплоты мед­
ным приводом.
В эксплуатации основная масса ГПА пускается с незагруженным кон­
туром. Дело в том, что при загруженном пуске момент на валу ЦН выше,
чем при разгруженном пуске. Может случиться так, что электромагнитный
момент электродвигателя, определяющий условия вхождения электродви­
гателя в нормальный режим работы, будет меньше момента на валу ЦН, и
синхронный электродвигатель не может выйти на нормальный режим.
Входной момент зависит от конструктивных особенностей электродвига­
теля и его системы возбуждения.
87
В случае, если электродвигатель длительное время не работает, перед
пуском необходимо проверить сопротивление изоляции статора, ротора и
подшипников электродвигателя. Сопротивление изоляции при +10 °С
должно быть не менее: для обмоток статора 125 МОм, для обмоток ротора
0,5 МОм, для подшипников 0,5 МОм. При несоответствии уровня изоляции
указанным нормам, обмотки подлежат сушке, подшипники - проверке и за­
мене изоляции [Справочникпо проектированию...].
Электроприводные ГПА обладают высокой надёжностью и значи­
тельно проще в эксплуатации, чем газотурбинные. Эффективность их ра­
боты определяется прежде всего надёжностью энергосистемы в плане бес­
перебойного питания и уровнем квалификации обслуживающего персонала.
Контроль за состоянием агрегата и его обслуживание производятся в
строгом соответствии с требованиями технической инструкции по обслужи­
ванию электроприводного ГПА, разработанной заводом-изготовителем, ве­
домственной инструкцией, разработанной для агрегатов данного типа, Пра­
вилами эксплуатации и техники безопасности электроустановок потребите­
лей. В процессе эксплуатации персонал цеха должен обеспечивать квалифи­
цированное обслуживание энергосилового оборудования. Среди контроли­
руемых параметров на электродвигателе необходимо не допускать эксплуа­
тацию с нагрузкой выше номинальной мощности, поддерживать её близкой
или равной единице. В качестве примера на рис. 3.3 представлена зависи­
мость мощности электродвигателя СТД-12500-2 от давления на входе в ЦН.
При изменении темпера­
туры воздуха в цехе режимы ра­
боты ГПА также изменяются. При
этом необходимо также контроли­
ровать температуру обмоток и
стали статора, которая не должна
превышать 130 °С [Козаченко].
На надёжность электропри­
водного ГПА значительное влия­
ние оказывает система возбужде­
ния, которая имеет более низкую
надёжность, чем сам электродви­
Рис. 3.3. Зависимость мощности электродви­
гатель. Например, для агрегатов
гателя СТД-12500-2 от давления на входе в
СТД-12500-2 на надёжность ска­
88
зывается и работа электрощёток системы возбуждения, имеющей малый
ресурс работы, приблизительно 3000 ч. В случае потери возбуждения элек­
тродвигатель переходит в асинхронный режим работы, эксплуатация ГПА
при котором допускается не более 30 мин во избежание перегрева ротора.
Поэтому в процессе эксплуатации необходимо контролировать работу си­
стемы возбуждения, не допускать биения ротора и искрения щеток, а так­
же следить за их износом. Если износ электрощёток достиг 50 %, то долж­
на производиться их замена.
При эксплуатации электроприводных ГПА, так же, как и газотур­
бинных, возможно создание условий для возникновения помпажа, поэтому
эксплуатационный персонал обязан обеспечивать такие режимы работы
электроприводных ГПА, при которых это явление отсутствует. В отличие
от газотурбинных ГПА, защита от помпажа на электроприводных агрега­
тах обеспечивается системой типа УЗ П-02 [Козаченко]. Эта система кон­
тролирует частоту колебаний тока статора приводного электродвигателя в
пределах от 0,2 до 5 Гц. При возникновении в ЦН предпомпажной или
помпажной ситуации изменяется нагрузка на приводной электродвигатель,
то есть меняется значение тока статора. При изменении частоты колебаний
тока статора до определённых значений подаётся сигнал в САУ ГПА. При
больших возмущениях происходит аварийная остановка ГПА.
В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень виб­
рации электродвигателя. Кроме известных источников возникновения виб­
рации, существует еще и вибрация, которая возникает от асимметрии, т. е.
от неравномерности магнитного поля. Контроль за этой вибрацией и её
устранение обеспечивается на этапе пусконаладочных работ при запуске
ГПА на узком опорно-упорном подшипнике, на котором происходит самоустановка ротора и определяется место установки упорного подшипника
для снижения вибрации.
Существенное влияние на обеспечение нормальной эксплуатации ро­
тора электродвигателя оказывают зазоры опорных подшипников. При их
увеличении происходит увеличение зазоров в лабиринтах уплотнений под­
шипников, что приводит к попаданию паров масла на обмотку статора.
Наличие масла на поверхности обмоток может привести к снижению изоли­
рующих свойств обмоток и вызвать их разрушение. Поэтому в эксплуатации
необходимо обеспечивать надёжную работу этих уплотнений путём пра­
вильной сборки и настройки системы, наддува этих уплотнений воздухом,
89
отбираемым из зоны высокого давления системы охлаждения электродви­
гателя.
В отличие от газотурбинных ГПА конструкция подшипников электро­
двигателя предусматривает наличие изолирующих прокладок. Их необхо­
димость обусловлена возникновением электродвижущих сил, которые мо­
гут вызвать протекание тока через подшипники и повлечь за собой порчу
масла и самих подшипников. Причина появления этих «паразитных» токов
в валах и подшипниках - асимметрия магнитного потока. Для того чтобы
предупредить протекание «паразитных» токов, на их пути устанавливают
прокладки, которые изолируются от фундаментной плиты. Изолирующие
прокладки устанавливают и в соединениях маслопроводов, подходящих к
подшипникам, чтобы предупредить образование обходного контура по от­
ношению к изоляции стула подшипника. Состояние изоляционных прокла­
док при ревизии определяется внешним осмотром, а также измерением со­
противления, которое должно быть у синхронных электродвигателей не ме­
нее 0,5 МОм.
При работе электроприводного ГПА с ЦН газодинамические характе­
ристики нагнетателей и магистрального газопровода должны быть согласо­
ваны. Однако характеристика магистрального газопровода подвергается по­
стоянным изменениям. Она меняется в зависимости от расхода газа потре­
бителями и давления газа на входе в КС. При увеличении расхода газа необ­
ходимо дополнительно включить в работу электроприводной ГПА, а при
сокращении наоборот исключить из работы агрегаты, т. е. в отличие от га­
зотурбинных ГПА на электроприводных КС нет возможности увеличить ча­
стоту вращения вала электродвигателя или, наоборот, её снизить. Таким об­
разом, регулирование производительности ЦН изменением частоты враще­
ния практического применения на отечественных электроприводных ГПА
пока не получило из-за сложности технического выполнения регулируемого
электропривода.
В принципе, на КС с электроприводными ЦН регулирование произво­
дительности может осуществляться одним из следующих способов:
1. Дросселированием газа на входе в ЦН.
2. Регулировкой потока газа путём установки входного поворотного
направляющего аппарата перед колесом ЦН.
3. Байпасированием потока газа.
4. Заменой сменной проточной части ЦН.
90
5. Изменением передаточного числа в редукторе путём замены пары
колеса и шестерни.
6. Путём установки гидромуфты.
7. Изменением частоты вращения вала электродвигателя.
8. Изменением количества работающих ГПА.
Регулирование путём дросселирования давления газа на входе в ЦН
может осуществляться с помощью дросселирующего органа, например, ре­
гулятора, который создает дополнительное гидравлическое сопротивление,
в результате чего искусственно изменяется характеристика магистрального
газопровода на входе в ЦН. Так, при дросселировании производительность
ЦН уменьшается, потребляемая при этом мощность электродвигателя также
снижается, но не существенно. Краны-регуляторы устанавливаются, как
правило, на входе в цех, по ходу газа или иногда на трассе магистрального
газопровода, где необходимо обеспечить плавное снижение (сброс) давле­
ния газа из трубопровода, имеющего более высокое давление. Дросселиро­
вание газа ведёт к резкому увеличению энергозатрат и является самым
неэкономичным способом регулирования производительности ЦН. Однако
этот способ нашёл применение на некоторых КС благодаря своей простоте.
Кран-регулятор также используется на КС при пуске на высоких входных
давлениях газа для снижения нагрузки на электродвигатели. Управление та­
кими кранами-регуляторами, как правило, осуществляется автономно и не
связано с САУ агрегатной автоматикой ГПА.
Регулирование потока газа путём установки входного поворотного
направляющего аппарата (ВПНА) осуществляется изменением входного
угла направления потока газа на лопатки рабочего колеса ЦН. Применение
ВПНА позволяет осуществлять плавное изменение производительности ЦН
и поддерживать при этом максимально возможный КПД. При этом диапазон
регулирования, который может обеспечить ВПНА, может быть равен диа­
пазону регулирования частоты вращения ГТУ и составлять диапазон изме­
нения регулирования частоты вращения ЦН в пределах 0,8-1,0 от номиналь­
ной. С помощью ВПНА можно довести загрузку электроприводного ГПА
до номинальной последовательно или параллельно работающих ЦН. В ре­
зультате этого достигается увеличение использования полезной мощности,
т. е. рост экономической эффективности ГПА. Изменение рабочей характе­
ристики ЦН с помощью ВПНА является весьма эффективным способом ре­
гулирования.
91
Регулирование производительности путём перепуска части сжатого
газа с выхода ЦН на вход, т. е. путём байпасирования, приводит к резкому
понижению КПД КС из-за большой потери энергии в результате перепуска.
Поэтому такой способ регулирования, как правило, не применяется. Ис­
пользование этого способа имеет место при технологическом процессе, свя­
занном с пуском или остановкой КС или ГПА, а также в аварийной ситуа­
ции, т. е. при приближении рабочей точки ЦН к зоне помпажа. В этом случае
и осуществляется данный способ регулирования, который является кратко­
временным в режиме работы КС.
На основании анализа в процессе эксплуатации за режимом работы
электроприводного ГПА можно подобрать или создать сменную проточную
часть, которая в конкретных условиях имела бы рабочие характеристики,
необходимые для наиболее экономичной работы электроприводного ГПА.
Такой способ часто применяется в эксплуатации. Он очень эффективен при
массовой замене сменных проточных частей, а также на станциях ПХГ.
Регулирование характеристик электроприводного ГПА можно произ­
водить и путём изменения передаточного числа в редукторе, однако из-за
своей дороговизны этот способ применяется крайне редко, в основном при
модернизации электроприводного ГПА.
Установка гидромуфт для обеспечения регулирования ЦН не нашла
применения из-за очень низкого КПД гидромуфты и повышения эксплуата­
ционных расходов, связанных с их обслуживанием и ремонтом.
Одним из наиболее эффективных способов регулирования режима ра­
боты ЦН является применение электродвигателей с регулируемой частотой
вращения. Первые попытки создания данной конструкции были сделаны на
электродвигателях типа СДСЗ-4500-1500 [Козаченко].
В газотранспортной системе в ряде случаев имеются КС, включающие
в себя цеха с газотурбинным приводом ЦН и электроприводом ЦН. При сов­
местной параллельной работе этих видов привода работа электроприводных
ГПА может осуществляться в базовом режиме, а работа ГТУ - в режиме
регулирования производительности.
Анализ опыта эксплуатации газотурбинного и электрического видов
привода показывает, что рациональность использования того или иного
вида привода в значительной степени определяется ценой на топливный газ
для ГТУ и ценой на электроэнергию для электроприводных агрегатов.
92
Вопросы для самоконтроля
1. Техническая эксплуатация ГПА. Организация эксплуатации цехов с
газотурбинным приводом.
2. Подготовка к пуску ГПА с газотурбинным приводом.
3. Пуск ГПА с газотурбинным приводом.
4. Регламент технического обслуживания ГПА с газотурбинным при­
водом.
5. Аварийные ситуации при работе ГПА с газотурбинным приводом.
6. Остановка ГПА с газотурбинным приводом.
7. Пуск ГПА с газотурбинным приводом при отрицательных темпе­
ратурах.
8. Ремонт ГПА с газотурбинным приводом.
9. Системы защиты и сигнализации ГПА с газотурбинным приводом.
10. Противопомпажная защита Ц Н с газотурбинным приводом. Ре­
жимы работы Ц Н по расходу газа.
11. Состав электроприводных ГПА.
12. Технические характеристики ГПА с электроприводом.
13. Пуск электроприводного ГПА. Варианты пуска электроприводного ГПА.
14. Особенности эксплуатации электроприводного ГПА.
15. Противопомпажная защита Ц Н с электроприводом.
16. Конструктивные особенности электроприводных ГПА, влияющие
на его работу.
17. Регулирование производительности К С с электроприводньгми ЦН.
18. Применение на К С электроприводных ГПА с регулируемой часто­
той вращения электродвигателя.
19. Особенности работы КС, включающие в себя цеха с газотурбин­
ным приводом Ц Н и электроприводом ЦН.
20. Регулирование характеристик электроприводного ГПА.
4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И ДИАГНОСТИКА
ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОКОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
4.1. Показатели надёжности ГПА
Одной из важнейших эксплуатационных характеристик ГПА является
его надёжность. Под понятием «надёжность агрегата» понимается его свой­
ство выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установ­
ленных эксплуатационных показателей в заданных пределах, соответству­
ющих режимам и условиям использования, технического обслуживания, ре­
монтов, хранения и транспортировки.
Как видно из приведённого определения, надёжность агрегата явля­
ется комплексным свойством, которое в зависимости от назначения и усло­
вий работы агрегата включает в себя такие понятия, как работоспособность,
неисправность, наработка на отказ, ремонтопригодность. Надёжность агре­
гата в общем случае определяется надёжностью его элементов, систем и ха­
рактером их взаимодействия.
Под понятием «работоспособность эксплуатации агрегата» понима­
ется способность агрегата выполнять заданные функции эксплуатации в
пределах, допустимых нормативно-технической документацией и инструк­
циями по его эксплуатации.
Под понятием «неисправность агрегата» понимается состояние, при
котором агрегат не соответствует хотя бы одному из требований, установ­
ленных нормативно-технической документацией, даже в том случае, если
эта неисправность и не приводит сразу к отказу в его работе.
Под понятием «отказ» понимается событие, заключающееся в полной
или частичной потере работоспособности агрегата. Поэтому безотказно­
стью агрегата называется его свойство непрерывно сохранять работоспо­
собность в течение заданного времени эксплуатации.
Отказы в работе агрегата на КС возникают по разным причинам: изза недостатков в конструкции узла или агрегата, так называемые конструк­
тивные отказы; из-за нарушения правил технологии изготовления или мон­
тажа агрегата на станции, так называемые технологические отказы, и экс­
плуатационные отказы - из-за нарушения правил эксплуатации агрегатов на
станции. Отсюда и возникает очень важное для эксплуатации понятие как
94
«наработка на отказ», одно из основных понятий надёжности агрегатов при
их эксплуатации на магистральных газопроводах.
Кроме приведённых определений отказов в работе оборудования,
можно различать еще отказы систематические, полные, частичные, внезап­
ные и постепенные.
К систематическим отказам можно отнести отказы элементов, узлов и
обслуживающих вспомогательных систем ГПА, долговечность которых во
много раз меньше, чем долговечность самого агрегата, например, работа си­
стем разного рода уплотнений, износ масляных и воздушных фильтров и т.
п., требующих периодического ремонта и замены; обычно эти дефекты
устраняются на станции силами обслуживающего персонала.
Под понятием «полный отказ» понимается нарушение работоспособ­
ного состояния агрегата в целом, требующее длительной его остановки, за­
мены или сложного ремонта.
Под понятием «частичный отказ» понимается состояние, после воз­
никновения которого агрегат может использоваться по назначению, но с
меньшей эффективностью, например, при разгерметизации регенераторов,
утечке масла и т. п.
Внезапный отказ характеризуется скачкообразным изменением од­
ного или нескольких параметров, определяющих работу ГПА. Внезапный
отказ практически мгновенно переводит агрегат из работоспособного состо­
яния в состояние отказа.
Постепенный отказ характеризуется монотонным изменением одного
или нескольких заданных параметров ГПА, например, снижением мощно­
сти агрегата из-за износа узлов и деталей.
Под понятием «долговечность» понимается способность агрегата со­
хранять свою работоспособность при установленной системе технического
обслуживания и ремонта до наступления предельного состояния. Под пре­
дельным состоянием агрегата понимается состояние, когда его дальнейшая
эксплуатация должна быть прекращена вследствие неустранимого отклоне­
ния заданных параметров от установленных пределов или неустранимого
снижения эффективности эксплуатации ниже допустимой, или неустрани­
мого нарушения требований техники безопасности, или необходимости
проведения капитального ремонта.
Под понятием «ремонтопригодность агрегата» понимается его при­
способленность к предупреждению и обнаружению причин возникновения
95
отказов, повреждений и устранения их последствий путём проведения ре­
монтов и технического обслуживания.
Под понятием «сохраняемость» понимается свойство агрегатов сохра­
нять исправное и работоспособное состояние в течение хранения и после
транспортировки.
В настоящее время оценка показателей надёжности ГПА на маги­
стральных газопроводах осуществляется системой показателей, основан­
ных на определении времени нахождения агрегата в том или ином эксплуа­
тационном состоянии. Обычно за отчётный период принимается календар­
ный год, т. е.
т1 к = т
+Т
-*р ~
*рез +
т Т
х ппр +
' Т
i B — 365
JU J)
где Тк - отчётный период; Гр - суммарное временя нахождения агрегата в
работе; Грез - время нахождения агрегата в резерве; Гппр - время нахождения
агрегата в плановом ремонте; Тв - время вынужденного простоя агрегата за
отчётный период.
На основе сопоставления приведённых временных состояний агрегата
определяются показатели его надёжности:
1.
Коэффициент технического использования агрегата, определяемый
как отношение времени пребывания ГПА в работе ко времени пребывания
агрегата в работоспособном состоянии, времени его вынужденных простоев
и ремонтов за рассматриваемый период эксплуатации:
Т
2.
Коэффициент готовности агрегата, определяемый как отношение
времени нахождения ГПА в работоспособном состоянии к сумме времени
нахождения его в рабочем состоянии и времени вынужденного простоя:
К,
Ту
Ту +
т„
3.
Коэффициент оперативной готовности, определяемый как отноше­
ние времени нахождения ГПА в работе или в резерве к общему календар­
ному отрезку времени:
т1 р +' т1 рез
.
^if
4.
Коэффициент, характеризующий среднюю наработку агрегата на
число отказов г в отчётном отрезке времени:
К.ог
96
5.
Коэффициент, характеризующий время восстановления работоспо­
собности агрегата, определяемый как отношение общего времени вынуж­
денного простоя ГПА к числу отказов за рассматриваемый отрезок времени:
Тв
Кв = —.
в
г
Опыт эксплуатации газотурбинных агрегатов на магистральных газо­
проводах показывает, что численные значения коэффициентов техниче­
ского использования для ГПА различных типов изменяются в диапазоне
0,75-0,95, коэффициент готовности находится в диапазоне 0,80-0,96, коэф­
фициент оперативной готовности изменяется в диапазоне 0,84-0,88 [Коза­
ченко].
Наработка газотурбинных ГПА на один отказ в целом по парку агре­
гатов находится в среднем за последние пять лет эксплуатации на уровне
2600-2900 ч. В качестве примера в табл. 4.1 представлены значения нарабо­
ток на отказ у ряда ГПА с газотурбинным приводом.
Таблица 4.1
Наработка на отказ у ряда ГПА с газотурбинным приводом
Тип ГПА
ГТ-750-6
ГТ-6-750
ГТН-6
ГТК-10
ГПУ-10
Количество ГПА, шт.
Наработка на отказ, ч
100
140
4500
9800
11500
7900
6200
80
790
270
Опыт эксплуатации агрегатов на магистральных газопроводах пока­
зывает, что в настоящее время к агрегатам нового поколения, поступающим
на газопроводы, могут быть предъявлены следующие требования [Коньков,
Тимошенко]:
1. Коэффициент технического использования не менее 0,93-0,95.
2. Коэффициент готовности не менее 0,980-0,985.
3. Коэффициент наработки на отказ не менее 3500-4500 ч.
4. Ресурс между средними ремонтами не менее 10000-13000 ч.
5. Ресурс между капитальными ремонтами не менее 20000-25000 ч.
6. Полный ресурс до списания ГПА не менее 100000 ч.
97
4.2. Техническая диагностика ГПА
В зависимости от постановки задачи можно различать следующие
виды диагностики: функциональную, связанную с определением изменения
основных энергетических показателей агрегата (например, его мощности и
КПД); структурную, оценивающую характер и степень повреждений дета­
лей механизма; визуальную, оценивающую причины разрушения деталей
при их осмотре, и прогнозную, предсказывающую характер протекания из­
носа деталей и время выхода их из строя.
В настоящее время в эксплуатационных условиях в той или иной мере
применяются следующие методы диагностики:
1. Параметрическая.
2. Вибрационная.
3. По анализу отработанного масла.
4. Оптические и акустические для обследования узлов и деталей ГТУ.
В условиях оценки состояния и работы ГТУ на магистральных газо­
проводах важное значение имеют практически все виды диагностики,
прежде всего потому, что агрегаты на КС непрерывно работают в течение
многих сотен и тысяч часов без остановки. Именно в этих условиях, не имея
возможности в ряде случаев по технологическим причинам остановить аг­
регат, особенно важно оценить его текущее состояние и предсказать ход из­
менения его основных характеристик (мощность, КПД) на перспективу.
В условиях КС в настоящее время заложена постоянно действующая
система замера параметров работающих агрегатов по ГТУ и ЦН. На стан­
циях периодически измеряются параметры рабочего тела (давление и тем­
пература) по тракту ГТУ, параметры газа (давление и температура) по
тракту ЦН, параметры окружающей среды. Однако на КС ещё не организо­
вана до конца надёжная система комплексной оценки состояния агрегатов,
например, по мощности или по расходу топливного газа и т. п., прежде всего
из-за сложности достоверного определения расхода рабочего тела по ГТУ
или транспортируемого газа по ЦН.
Следует отметить, что состояние агрегатов можно и целесообразно
оценивать не только значениями измеряемых параметров, такими как дав­
ление и температура, но и такими характеристиками, как шум, вибрация,
утечки рабочего тела по тракту агрегата и т. д.
Шум работающего агрегата представляет собой хороший источник
диагностической информации, характеризующий сложный спектр шумов
98
аэродинамического и механического происхождения, изменяющийся в за­
висимости от изменения состояния двигателя. Как известно, основными ис­
точниками шума в работающем двигателе являются компрессор, процесс
горения топлива в камере сгорания, газовая турбина, вращающиеся детали
вспомогательных механизмов ГТУ, обслуживающих агрегат. Если в этих
условиях определять составляющие спектра шума от агрегата и отслеживать
его изменения во времени, то диагностирование ГПА по спектру шума мо­
жет быть весьма эффективным в условиях эксплуатации для оценки состо­
яния агрегата.
При работе газотурбинного агрегата все его узлы и детали совершают
вынужденные и резонансные колебания механического и аэродинамиче­
ского происхождения, что вызывает так называемую вибрацию двигателя.
К источникам колебаний механического происхождения можно отнести
разного рода соударения и взаимодействие различных деталей двигателя. К
источникам колебаний аэродинамического происхождения можно отнести
пульсацию потока газов по газовоздушному тракту ГТУ, турбулентность
процесса горения топлива в камере сгорания и т. п.
В зависимости от конструктивного исполнения ГТУ, её сборки и мон­
тажа, условий эксплуатации, вибрация элементов установки может быть са­
мой различной. В некоторых случаях вибрация может стать такой значи­
тельной, что заставит пойти на вынужденную остановку агрегата. В против­
ном случае повышенная вибрация может привести к быстрому износу и раз­
рушению узлов двигателя, прежде всего тех, которые в наибольшей степени
подвержены вибрации (лопатки, подшипники, узлы крепления корпуса дви­
гателя и т. п.)
Все это вместе взятое приводит к необходимости измерять на КС виб­
рацию каждой ГТУ, чтобы на базе большого числа замеров установить спек­
тры характерных неисправностей двигателей и разработать критерии эф­
фективной эксплуатации ГТУ на КС.
Кроме указанных методов, в условиях эксплуатации проводится диа­
гностика температурного состояния деталей агрегата, прежде всего лопаток
турбины, визуально-оптическая диагностика, позволяющая выявлять раз­
рывы материала, трещины, неплотности, деформации, нарушение покрытий
и изоляции камер сгорания, газовой турбины и т. п.
С помощью того или иного метода диагностики ГПА можно и весьма
целесообразно прогнозировать изменение технического состояния агрегата
99
с целью предупреждения вынужденных остановок ГПА, повышения эффек­
тивности их эксплуатации, определения видов и сроков проведения ремон­
тов.
Техническое состояние ГПА существенным образом сказывается на
всей технологии транспорта газов по магистральному газопроводу. Можно
всегда утверждать, что, если при данном расходе топливного газа по агре­
гату снизилась производительность ЦН, то при прочих равных условиях это
могло произойти из-за ухудшения состояния ГТУ, ЦН или того и другого
вместе.
Одним из основных направлений технической диагностики ГПА яв­
ляется метод параметрической диагностики, как наиболее перспективный и
имеющий значительный опыт использования в авиационной и других отрас­
лях промышленности. Основой метода параметрической диагностики явля­
ется определение изменения параметров технического состояния агрегата
или его отдельных элементов по изменению его технологических и топливо­
энергетических показателей - мощности, производительности, КПД при­
вода и ЦН в процессе эксплуатации.
Об изменении технического состояния агрегата или его отдельных
элементов можно судить по изменению характеристик их рабочих режимов.
Само изменение обычно оценивается сравнением характеристик, построен­
ных для данного момента времени, принятого за исходное. В качестве ис­
ходного может быть принято время проведения стендовых, сдаточных или
других видов испытаний агрегата. Неизменность характеристик агрегата бу­
дет говорить о его нормальном состоянии; расхождение характеристик бу­
дет свидетельствовать об изменениях, происходящих в ГПА.
В качестве количественных оценок смещения характеристик ГПА,
ГТУ или ЦН принимаются коэффициенты технического состояния по КПД
или по мощности KN:
где г|, N —соответственно, КПД и мощность агрегата (нагнетателя) в данный
момент времени; Щ, N0 - соответственно, КПД и мощность в исходном со­
стоянии агрегата (нагнетателя) в начале их эксплуатации на КС или после
проведения очередного ремонта.
100
В условиях эксплуатации могут использоваться и другие показатели,
определяющие изменения состояния ГПА и его элементов, в основе кото­
рых лежит принцип определения расхождения характеристик.
Технические сложности в непосредственном измерении мощности и,
следовательно, КПД энергопривода и ЦН приводят к необходимости их
определения косвенным путём, используя доступные и измеряемые пара­
метры, такие как давление, температура, расход рабочего тела, связанные
между собой известными соотношениями термодинамики.
Метод параметрической диагностики для оценки технического состо­
яния эксплуатируемых ГПА показал, что для её эффективного применения
необходимо решить две принципиальные задачи:
1. Обеспечить необходимый объём и требуемую точность измерений
параметров ГПА.
2. Разработать методическое и программное обеспечение для автома­
тизированных расчётов по определению технического состояния ГПА с ис­
пользованием ЭВМ.
Большинство эксплуатируемых ГПА имеют объём штатных измеряе­
мых параметров, используемых для контроля и управления агрегата, доста­
точный для проведения его диагностических исследований. Однако общая
точность применяемой штатной измерительной аппаратуры не удовлетво­
ряет современным требованиям оценки технического состояния ГПА. На
практике необходимо использовать лабораторные образцовые приборы. Ха­
рактеристики некоторых из них представлены в табл. 4.2.
Следует заметить, что препарирование агрегата с использованием
указанных измерительных приборов (см. табл. 4.2) влечёт за собой большой
объём подготовительных работ, соизмеримый с объёмом проведения непо­
средственно экспериментальных исследований.
Что касается методического и программного обеспечения, то в насто­
ящее время эта задача практически решена для всех типов ГПА, находя­
щихся в эксплуатации.
Использование метода параметрической диагностики для оценки тех­
нического состояния ГПА позволяет решить следующие задачи:
1. Оценить качество ремонта ГПА путём определения показателей его
технического состояния до и непосредственно после вывода агрегата из ре­
монта.
2. Обосновать сроки проведения очередного ремонта ГПА.
101
3. Оперативно определить узел ГПА (ГТУ или ЦН), явившийся при­
чиной ухудшения технологических и топливо-энергетических показателей
агрегата.
4. Определить фактические теплотехнические и газодинамические ха­
рактеристики модернизированных ГПА (замена проточной части ЦН, эле­
ментов проточной части ГТУ, установка или замена регенератора, совер­
шенствование камеры сгорания и т. д.).
Таблица 4.2
Характеристики измерительных приборов, используемые
для оценки состояния ГПА
Класс точности
Прибор,
(погрешность
Измеряемый параметр
предел измерения
измерения)
Температура наружного воздуха, воздуха
на выходе из осевого компрессора, газа на
входе и выходе ЦН, газа перед диафраг­
мой замерного узла технологического газа
Давление газа на входе в ЦН, перед диафрагмой замерного узла
Давление газа на выходе из ЦН
Давление воздуха за осевым компрессором
Термометр лабораторный
типа ТЛ-4
±0,1-0,2 °С
Манометр,
0 -6 МПа
0,4
Манометр,
0-10 МПа
Манометр,
0-1,6 МПа
0,4
0,4
Давление газа на входе в ЦН
Манометр,
0-1,6 МПа
0,4
Частота вращения ротора ГТУ
Частотомер
0,4
4.3. Определение технического состояния центробежного
нагнетателя и ГПА с газотурбинным приводом
Паспортные характеристики ЦН представляют собой, как отмечалось
выше, зависимости приведённой внутренней мощности, политропного КПД
и степени сжатия от приведённой объёмной подачи газа (см. рис. 2.5).
Практика эксплуатации ЦН показывает, что в эксплуатационных
условиях происходит сдвиг главным образом характеристик г|пол = /( ( ? пр)
и £ = /[(? пр, (п/п-о)]. Особенно заметный сдвиг имеет характеристика
102
Лпол = /(Фпр)> которую и следует выбирать за основную при оценке тех­
нического состояния ЦН [Козаченко].
Основными причинами ухудшения технического состояния ЦН
(уменьшение КПД и увеличение потребляемой мощности) являются сле­
дующие:
1. Эрозионный износ рабочих колес (70 %).
2. Увеличение зазоров в уплотнениях покрывающего диска (20 %).
3. Эрозионный износ лопаточных диффузоров и загрязнение проточ­
ной части (10 %).
При уменьшении политропного КПД ЦН обеспечение постоянства
выходных параметров (напора и расхода) сопровождается пропорциональ­
ным увеличением потребляемой мощности. Как показывает практика,
снижение цпол в процессе эксплуатации может достигать 10 % по абсо­
лютной величине, что вызывает необходимость вести постоянный кон­
троль за состоянием ЦН, особенно после проведения капитального ремон­
та. Для определения коэффициента технического состояния ЦН необходи­
мо фактический КПД соотнести с паспортным (или исходным) при одина­
ковом расходе газа (Qnp = idem), хотя более правильно определять этот ко­
эффициент, как отношение оптимальных КПД на фактической и паспорт­
ной (исходной) характеристике Т1П0Л = /(<?пр). Однако на практике это
трудно выполнимо, поскольку для этого необходимо определить экспери­
ментальные характеристики ЦН в условиях КС.
Фактический КПД ЦН может быть определён следующими методами
[Там же]:
1. С использованием термодинамических свойств природного газа и
параметров газа по ЦН (давление и температура).
2. С использованием показателя политропы газа по методике ВНИИГАЗ.
Для расчёта КПД по первому способу необходимо знать химический
состав природного газа. На практике целесообразно использовать упро­
щённые эмпирические соотношения для определения основных термоди­
намических величин природного газа по метану [Там же].
Для определения фактического КПД по второму методу необходимо
знать параметры газа на входе и выходе ЦН (давление и температура), а
также состав газа.
103
Паспортный политропный КПД ЦН, как показано выше, является
функцией приведенного расхода газа. Сложность выявления паспортного
значения КПД заключается в определении производительности ЦН, что свя­
зано:
1. С отсутствием замерного узла расхода газа на ЦН.
2. С отсутствием датчиков перепада давления газа на входном конфузоре ЦН и достоверного значения коэффициента расхода газа через него.
3. С невозможностью точного измерения эффективной мощности га­
зотурбинного привода.
Поэтому выбор метода определения паспортного значения КПД ЦН
зависит от объёма исходной информации, необходимой для расчёта произ­
водительности ЦН [Козаченко].
П р и м е р . Определить техническое состояние ЦН типа 370-18-1, если
режим его работы характеризуется следующими данными: давление газа на
входе в ЦН р г = 6,03 МПа, давление газа на выходе из ЦН р 2 - 7,4 МПа,
температура газа на входе в ЦН Ц = 30,2 °С, температура газа на выходе из
ЦН t 2 - 49,1 °С, частота вращения вала ЦН п = 4950 м и н -1 . Содержание
метана в газе гмет = 0,97.
Первый метод расчёта
Потенциальная функция для метана на входе и выходе ЦН:
( Pv ) i CH4 = (0,017 ■ Pl + 0,555)Ц - 2,73 ■ Vl + 139,4 =
= (0,017 ■6,03 + 0,555)30,2 - 2,73 ■6,03 + 139,4 =
= 142,795 кД ж /кг ■МПа;
(Pv) 2cH4 = (0,017 ■р 2 + 0 ,5 5 5 )t2 - 2,73 ■р 2 + 139,4 =
= (0,017 • 7,4 + 0,555)49,1 - 2,73 ■7,4 + 139,4 =
= 152,625 кД ж /кг ■МПа.
Потенциальные функции для газа в целом:
(Pv) i = (Pv) i c„4(1'49 - 0,49 • rmT) = 142,795(1,49 - 0,49 ■0,97) =
= 144,90 кД ж /кг • МПа;
( Р у ) 2 = (P v) 2 c „ 4 ( 1.49 -
(Ру) пг
(Py)l + (Ру) 2
2
0,49 • гмет) = 152,625(1,49 - 0,49 ■ 0,97) =
154,86 кД ж /кг ■МПа;
144,90 + 154,86
=-----------------------= 149,88 кД ж /кг ■МПа.
Потенциальная работа сжатия в ЦН
<■>1 ,2 = (Pv) m ln ( Щ = 149,88 In ( 7 4 ) = 30,575 кД ж /кг.
104
Средние значения температуры и давления газа:
t ± + t 2 30,2 + 49 Д
= 39,7 °С;
т
2
2
Pi + р2 6,03 + 7,4
= 6,72 МПа.
Р
т
~
2
”
2
Средняя изобарная теплоёмкость газа
= (0,37 + 0,63 ■гмет)[(0,003 - 0,0009 ■р х) 39,65 + 0,11 ■р г + 2,08]
'Рт
= (0,37 + 0,63 ■0,97)[(0,003 - 0,0009 ■6,03)39,65 + 0,11 ■6,03 + 2,08] =
= 2,9 кД ж /(кг ■К).
Среднее значение комплекса
(cv Dh) m = (1,37 - 0,37 ■гмет)[(0 ,00012 ■t 22 - 0,0135 ■t 2 + 0,31)pm -0 ,0 4 6 3 ■t 2 + 11,19] = (1,37 - 0,37 ■0,97)[(0,00012 ■49 ,l 2 -0 ,0 1 3 5 ■49,1 + 0,31)6,72 - 0,0463 ■49,1 + 11,19] = 10,77 кД ж /кг ■МПа.
Разность энтальпий газа
A/i = cVm{t2 - t x) - ( cpDh) m (p2 - p x) = 2,9(49,1
30,2)
-1 0 ,7 7 (7 ,4 - 6,03) = 40,05 кД ж /кг.
Политропный К П Д Ц Н
о i2
30,575
0,763.
Лпол
Ah
40,05
Второй метод расчёта
Показатель политропы сжатия
7,4
ГР2
lg
lg
п
6,03
Pi
= 3,38.
49,1 + 273
t 2 + 273
п
lg
lg П + 273
16 30,2 + 273
Критические параметры газа (температура и давление) при относи­
тельной массе газа по воздуху Д = 0,56:
Гкр = 162,8(0,613 + Д) = 162,8(0,613 + Д) = 190,96 К;
U + 273
30,2 + 273
Т
= 1,59;
71
‘кр
190,96
ркр = 0,0981(47,9 - Д) = 0,0981(47,9 - 0,56) = 4,64 МПа;
рг
6,03
тс
1,3.
Ркр
4 ,6 4
Коэффициент сжимаемости газа по параметрам входа его в ЦН
0,41 0,061\
0,04
0,41
0,061\
-TZ
1Zv
1,593 “ 1,59 / 1,3
г ~
Т105
0,04
1,32 = 0,9.
1,593
Поправка на теплоёмкость при постоянном давлении
Асv
бтг
,6*1,3,
- - ( 0 , 4 1 + 0,02тг) = — — (0,41 + 0,02 • 1,3) = 0,846.
т3
1,593
R
Показатель адиабаты в идеальном газовом состоянии
к0
5,15 + (5,65 + 0,017tm)A 5,15 + (5,65 + 0,017 • 39,7)0,56
к0 - 1
1,9858
1,9858
= 4,38.
Вспомогательная функция
тс /1,23
____
0,12тг
X
0,061 +
tZ h V
т2
1,3
1,23
1, 59-0, 9 VI,592
0,061 +
0,12 ■1,3
0,42.
+■
1,592
Показатель адиабаты процесса сжатия
к
1 ( к о и I_A__
cvУ у \г п
(4,38 + 0,846
I
^
Лл A
1
R
н п -1 /
0,9
- 0 ,9 ■0,42 ■3,38) = 4,31.
Политропный КПД ЦН
п
- 3,38
п
0,78.
Лпол
4,31
к - 1
Ввиду отсутствия данных по замеру производительности ЦН для
определения паспортного КПД г|д0Л используется приведённая характери­
стика ЦН.
Так как
Vi
7,4
= 1,23
рг
6,03
и
к - 1
7 т,
н V
хп-0
п
п
■^пр-^пр <Т„)
НУпр
■Щ пр
По
ZHRr(t± + 273)
jj
4950
0,9 ■490 ■288
4800 „ 0 , 9 - 5 1 0 - ( 3 0 , 2 + 273)
0,985,
N
N
то по приведённой характеристике ЦН определяем Qnp = 460 м3/мин и г|п0Л
= 0,855 (см. рис. 2.5).
Тогда коэффициенты технического состояния ЦН, соответственно по
первому и второму методам расчёта составят:
106
= Лпол = 0.763
н Лйол 0,855
1
0,89;
2=
= 0,78
0,91.
н Лйол 0,855
Эффективная мощность ГТУ Ne часто определяется по мощности, по­
требляемой ЦН, т. е.
Ne = NH + NM = GHAhH + JVM,
где NH- мощность, потребляемая ЦН; NM- механические потери в ЦН; GH
- массовый расход газа через ЦН; A/iH- теплоперепад в ЦН.
Теплоперепад в ЦН A/iHможет быть подсчитан по эмпирическому со­
отношению:
к
АК = 0,00981 ZHRr( t2 —р
Эффективный КПД ГТУ
Ne
п г) >
°тгхнс
где Втт - расход топливного газа по ГТУ; QHC - низшая теплота сгорания
топливного газа.
Коэффициент технического состояния ГТУ по мощности
Ne
is — __Ч.
н Щ’
где iVg - паспортная эффективная мощность ГТУ.
Ле
4.4. Причины увеличения энергетических затрат
на транспорт газа и пути их снижения
Основное потребление природного газа на собственные нужды КС
приходится на топливный газ, используемый в качестве топлива в ГТУ и
составляющий примерно 8-10 % общего объёма транспортируемого газа. В
связи с этим основная задача снижения энергетических затрат на КС заклю­
чается прежде всего в экономии топливного газа на собственные нужды КС
магистральных газопроводов.
Г азотурбинные установки, используемые в качестве привода ЦН при­
родного газа, наиболее чувствительны к изменению технического состояния
своих элементов по сравнению с другими типами тепловых двигателей. С
107
ухудшением технического состояния ГТУ для обеспечения мощности, не­
обходимой для транспорта одного и того же объёма газа, как правило, тре­
буется увеличение расхода топливного газа.
Основными источниками ухудшения технического состояния ГТУ яв­
ляются:
1. Загрязнение проточной части осевого компрессора.
2. Увеличение радиальных зазоров в турбомашинах и в концевых
уплотнениях.
3. Коробление и прогар жаровой трубы камеры сгорания и, как след­
ствие, увеличение неравномерности температурного поля на входе в тур­
бину.
4. Утечки воздуха в регенераторе.
Загрязнению проточной части компрессора подвержены практически
все типы эксплуатируемых ГПА, причём разные типы ГТУ в одинаковых
условиях по интенсивности загрязнения имеют различное снижение мощ­
ности. Например, агрегаты ГТК-25И и ГТК-10И, имеющие постоянную ча­
стоту вращения турбокомпрессора, наиболее чувствительны к загрязнению
проточной части компрессора. Практикой установлено, что наибольшую
эффективность восстановления параметров ГТУ имеет периодическая
чистка компрессора через каждые 1000-2000 часов наработки, при этом уда­
ётся восстановить до 80 % снижения мощности ГТУ [Козаченко].
Увеличение радиальных зазоров в турбомашинах и концевых уплот­
нениях связано главным образом с несовершенством конструкции и повы­
шенной чувствительностью к режимам пуска и остановки, т. е. к резким из­
менениям температуры рабочего тела.
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 изза неремонтопригодности регенераторов в станционных условиях. В насто­
ящее время в рамках модернизации ГПА производится замена пластинча­
тых регенераторов на трубчатые, имеющие степень регенерации 0,8. Пре­
имущества конструкции трубчатых регенераторов заключаются в возмож­
ности свободного перемещения трубок с горячим теплоносителем относи­
тельно корпуса регенератора, что снимает температурные напряжения в ме­
стах их крепления к трубным доскам, а следовательно, исключает их по­
108
ломку. Кроме того, трубчатые регенераторы допускают возможность их ре­
монта в условиях КС, в частности, путём заварки и исключения из работы
негерметичных трубок.
К ухудшению технического состояния ГТУ приводят коробление и
прогар жаровой трубы камеры сгорания, в результате чего увеличивается
неравномерность температурного поля и, как следствие, снижается мощ­
ность ГТУ за счёт дополнительного ограничения температуры газа перед
ТВД.
Причиной увеличения энергетических затрат, не являющейся след­
ствием 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 за­
ключается в подаче горячего сжатого воздуха, отбираемого за компрессо­
ром (регенератором), или продуктов сгорания, отбираемых на выходе ГТУ
и подаваемых на вход осевого компрессора. Начальная температура цикло­
вого воздуха при этом повышается на 3-10 °С в зависимости от типа ГТУ и
количества отбираемого воздуха (продуктов сгорания). Расчёты показы­
вают, что увеличение температуры воздуха на входе ГТУ на 1 °С практиче­
ски для всех типов ГПА приводит к снижению относительной располагае­
мой мощности на 1,2-1,5 % и относительного эффективного КПД на 0,460,65 % [Коньков, Тимошенко].
Эффективность транспорта газа определяется также и техническим
состоянием ЦН. Кроме того, как показывает анализ эксплуатации ЦН, ре­
жимы их работы не всегда соответствуют оптимальным значениям по КПД,
что связано с несогласованностью характеристик ЦН и магистрального га­
зопровода.
Эффективность транспорта газа может быть повышена путём введе­
ния ряда мероприятий непосредственно на КС. К ним относятся:
1. Обновление парка ГПА.
2. Охлаждение транспортируемого газа.
3. Утилизация теплоты уходящих газов ГТУ.
4. Перевод нерегенеративных ГТУ на регенеративные.
5. Подогрев топливного газа.
Как отмечалось выше, газодинамические характеристики ЦН ухудша­
ются в процессе эксплуатации, поэтому, наряду с заменой ГПА на более со­
109
вершенные, осуществляется и замена сменных проточных частей ЦН с по­
лучением более высоких КПД и пологой характеристикой по эффективно­
сти в широком диапазоне изменения производительности ЦН.
Не менее важную роль в снижении энергетических затрат на транс­
порт газа играет снижение температуры транспортируемого газа. С пониже­
нием температуры газа уменьшается работа сжатия газа в ЦН, а следова­
тельно, снижается расход топливного газа. Снижение температуры газа до
температуры грунта позволяет сэкономить до 20 % топливного газа. Для
уменьшения температуры газа целесообразно повысить эффективность си­
стемы охлаждения путём совершенствования газодинамических характери­
стик вентиляторов и теплотехнических характеристик теплообменных ап­
паратов АВО газа.
Утилизация теплоты уходящих газов ГТУ является самым распро­
странённым способом повышения эффективности использования ГПА на
КС. Применяемые утилизаторы, как правило, используются для обеспече­
ния отопления жилых посёлков и получения горячей воды. Особенностью
такого использования утилизируемой теплоты является сезонность и малая
часть её потребления, составляющая 7-12 % общего количества располага­
емой теплоты газотурбинных ГПА.
Наиболее эффективный способ использования теплоты отходящих га­
зов ГТУ - регенеративный подогрев циклового воздуха, поступающего в ка­
меру сгорания ГТУ. Для реализации регенеративного цикла используются
теплообменные аппараты-регенераторы [Козаченко].
Современные регенераторы, имеющие степень регенерации более 0,8,
при тех же условиях позволяют сэкономить до 25-30 % и больше топлив­
ного газа. Однако переход безрегенеративных ГТУ на регенеративные не
всегда возможен для эксплуатируемых ГПА отечественного производства и
сопровождается уменьшением мощности ГТУ из-за дополнительных гид­
равлических 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
её использование для выработки электроэнергии путём применения паро­
турбинных агрегатов, имеющих достаточно высокий уровень КПД - до 42
% и выше. Практическая реализация этого направления осложняется по
двум причинам:
1. Достаточно большие капиталовложения.
110
2.
Отсутствие надёжного потребителя вырабатываемой электроэнер­
гии (кроме энергозатрат на собственные нужды КС).
Не менее важным направлением повышения эффективности КПД
ГТУ является подогрев топливного газа за счёт использования теплоты от­
ходящих газов путём установки в выхлопном тракте ГТУ подогревателя
топливного газа. Подогрев газа вследствие испарения жидких фракций по­
путного конденсата способствует увеличению полноты сгорания горючей
смеси: осушённого и подогретого топливного газа с первичным воздухом.
Увеличение полноты сгорания топлива в свою очередь способствует умень­
шению неравномерности температурного поля перед турбиной, возможно­
сти прогара жаровой трубы камеры сгорания и соплового аппарата лопаток
ТВД.
4.5. Автоматизация компрессорных станций
Система автоматического управления ГПА предназначена для выпол­
нения функций управления, регулирования и контроля, обеспечивающих
длительную безаварийную работу ГПА.
САУ ГПА обеспечивает автоматическое выполнение следующих
функций:
1. Управляющие функции:
а) автоматическая проверка готовности к пуску, включая проверку за­
щит;
б) автоматический пуск ГПА по команде САУ компрессорного цеха
верхнего уровня или по команде оператора со стойки управления;
в) изменение задания по частоте вращения турбины, ЦН по командам
САУ компрессорного цеха или оператора со стойки управления;
г) автоматическая нормальная остановка ГПА по команде САУ ком­
прессорного цеха или оператора со стойки управления;
д) автоматическая аварийная остановка ГПА по сигналам устройств
защит, по команде САУ компрессорного цеха или оператора со стойки
управления. К основным защитам устройств относятся: защита по темпера­
туре в камере сгорания; защита по перепаду «масло-газ»; защита по давле­
нию масла смазки; защита по вибрации и осевому сдвигу; защита по превы­
111
шению частоты вращения вала ТВД и ТНД и защита по температуре под­
шипников;
е) экстренная остановка по команде оператора со стойки управления;
ж) холодная прокрутка газотурбинного двигателя (ГТД);
з) технологическая прокрутка ГТД;
и) включение средств пожаротушения - автоматическое или по ко­
манде оператора со стойки управления;
к) дистанционное управление основными и вспомогательными меха­
низмами на неработающем ГПА.
2. Информационные функции:
а) сбор и обработка технологических параметров ГПА;
б) сбор и обработка параметров, характеризующих состояние и поло­
жение исполнительных механизмов ГПА;
в) обмен информацией с САУ компрессорного цеха;
г) обмен информацией между устройствами САУ ГПА;
д) непрерывное отображение и запись ряда важнейших параметров,
характеризующих работу ГПА, таких как: частота вращения вала ТНД и
ТВД; температура газа в камере сгорания; перепад давления «масло-газ»;
вибрация двигателя, ЦН; давление газа до и после ЦН;
е) отображение по запросу оператора информации о текущих значе­
ниях технологических параметров, положения исполнительных механизмов
и устройств ГПА;
ж) оценочный расчёт ряда косвенных параметров, таких как: расход
топливного газа; объёмная производительность; эффективная мощность и
КПД; учёт наработки ГПА при работе в трассу и количество пусков и оста­
новок;
з) автоматическое представление информации о предупредительных
и аварийных ситуациях, связанных с выходом технологических параметров
за установленные пределы или срабатыванием защиты ГПА;
и) автоматическое запоминание срабатывания аварийной сигнализа­
ции до момента снятия её оператором;
к) представление информации о невыполненных предпусковых усло­
виях и отклонениях от нормального течения процессов пуска и остановки
ГПА;
л) сигнализация основных режимов работы ГПА: «ГОТОВНОСТЬ К
ПУСКУ», «ПУСК», «КОЛЬЦО», «МАГИСТРАЛЬ», «НОРМАЛЬНАЯ
112
ОСТАНОВКА», «АВАРИЙНАЯ ОСТАНОВКА», «ГОТОВНОСТЬ К ХО­
ЛОДНОЙ ИЛИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ПРОКРУТКЕ», «ХОЛОДНАЯ
ПРОКРУТКА», «ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ПРОКРУТКА»;
м)
звуковая сигнализация о предупредительных и аварийных ситуа­
циях, связанных с выходом технологических параметров за установленные
пределы или срабатыванием защиты ГПА (аварийная - непрерывный звуко­
вой сигнал, предупредительная - прерывистый).
3. Функции регулирования САУ ГПА:
а) регулирование частоты вращения ТНД обеспечивает поддержание
частоты вращения турбины ЦН в соответствии с заданием вышестоящего
уровня или по командам оператора с учётом ограничений по температуре
продуктов сгорания, приёмистости, частоте вращения валов ТВД и ТНД;
б) антипомпажное регулирование обеспечивает стабилизацию ре­
жима работы ЦН вне зоны помпажа на основании непрерывного расчёта
расстояния между рабочей точкой ЦН и линией помпажа, а также скорости
приближения рабочей точки к линии помпажа.
По принципу построения САУ ГПА подразделяются на релейные, ре­
лейно-электронные и микропроцессорные [Горелик].
В последнее время всё более широкое применение получают микро­
процессорные САУ, которые имеют ряд преимуществ перед релейными схе­
мами - возможность более гибкой реализации алгоритмов управления и ре­
гулирования, возможность получения ретроспективной информации о ра­
боте ГПА, выделения первопричины аварийной остановки, отсутствие не­
долговечных и малонадёжных самопишущих приборов и др. Кроме того, в
случае установки аппаратуры САУ ГПА непосредственно у ГПА она позво­
ляет существенно снизить расход кабельной продукции, так как информа­
ция в операторную передаётся по уплотненному каналу связи.
В состав САУ ГПА входят: программно-аппаратные средства; аппара­
тура для представления и регистрации информации; приборы контроля виб­
рации; топливный клапан с сервоприводом; антипомпажный клапан, датчик
перепада давления, барьеры искровой безопасности; панель для установки
барьеров искровой безопасности, датчики и сигнализаторы; исполнитель­
ные механизмы, входящие в состав ГПА.
САУ ГПА осуществляет сбор, преобразование и обработку получен­
ной от датчиков, сигнализаторов и исполнительных механизмов агрегата
информации, автоматическое управление и защиту агрегата во всех режи­
113
мах его работы, антипомпажное регулирование, а также отображение опе­
ративной информации о состоянии ГПА на экране станции контроля и
управления. Все необходимые функции регулирования технологическими
параметрами и предотвращения аварийных режимов ГПА осуществляются
программно-аппаратными средствами, установленными в стойке централь­
ного вычислительного комплекса и устройств нормализации сигналов.
Управление ГПА может осуществляться:
1. Централизованно, по цифровому каналу связи от С АУ компрессор­
ного цеха.
2. Автономно, по цифровому и физическому каналам связи со стойки
управления.
Автоматическое поддержание заданной частоты вращения ТНД на
всех режимах работы осуществляется за счёт управления топливным клапа­
ном.
Противопомпажное регулирование на всех режимах работы ГПА осу­
ществляется управлением антипомпажным клапаном рециркуляции с кор­
ректировкой частоты вращения ТНД.
Питание составных частей САУ ГПА осуществляется от стабилизиро­
ванных преобразователей напряжения.
Вся система автоматизации КС базируется на работе различного типа
датчиков и приборов [Горелик].
Вибрационный контроль технического состояния ГПА осуществля­
ется двумя способами:
1. Виброконтроль корпуса с помощью поверхностных датчиков виб­
рации, устанавливаемых на корпусах подшипников турбины или электро­
привода, а также на корпусах редукторов.
2. Виброконтроль ротора турбины и(или) ЦН с помощью вихретоко­
вых датчиков относительной вибрации, которые устанавливаются на ста­
торе и контролируют вибросмещение ротора.
Виброконтроль корпуса турбо-и электропривода осуществляется ап­
паратурой виброконтроля с помощью пьезоэлектрических или электромаг­
нитных (электродинамических) преобразователей (датчиков). Принцип дей­
ствия аппаратуры основан на преобразовании пьезоэлектрическим вибро­
преобразователем вибрации в электрический сигнал и дальнейшей его об­
работке. Чувствительный элемент вибропреобразователя обычно состоит из
двух кольцевых пьезопластин, электрически соединённых параллельно.
114
Принцип действия вибропреобразователя основан на использовании явле­
ния пьезоэффекта [Козаченко].
Системы безопасности работы компрессорных цехов включают в себя
главным образом систему управления охранными и общестанционными
кранами, включая ключ аварийной остановки станции, систему автоматики
пожаротушения и систему контроля загазованности.
По правилам техники безопасности компрессорный цех должен быть
аварийно остановлен с отключением от магистрального газопровода и вы­
пуском газа из технологических коммуникаций в случаях:
1. При пожаре в здании.
2. При разрыве газопроводов высокого давления или значительных
выбросов газа.
3. При пожаре на установках очистки, охлаждения газа и коммуника­
циях.
4. Во время стихийных бедствий, создающих угрозу оборудованию и
жизни людей (наводнение, землетрясение и др.).
Ключи аварийной остановки станции обычно устанавливаются в по­
мещения диспетчерского пункта станции, у главного щита управления (или
операторная) цеха, у поста охраны КС на проходной.
На каждый пункт управления предусмотрена раздельная прокладка
линий связи.
Для защиты от превышения давления на нагнетании компрессорной
станции (цеха) выше допустимого предусматривается автоматическое от­
крытие байпасных кранов на станции (в цехе) с подачей сигнала диспетчеру.
Для дистанционного и автоматического управления общестанцион­
ными и охранными пневмоприводными кранами, а также реализации схем
аварийной остановки станции (цеха) и защиты от превышения давления в
операторных КС устанавливаются системы автоматики.
На главном щите управления устанавливается щит диспетчера с мне­
мосхемой кранов охранной зоны и узла подключения. Мнемощит предна­
значен для представления диспетчеру КС обобщённой информации о состо­
янии контролируемых объектов, текущих значений параметров в цифровом
виде газотранспортной системы с привязкой к условному графическому
изображению технологических объектов, а также обеспечивает ручное
управление кранами цеховой и общестанционной обвязки и исполнитель­
ными механизмами. Мнемощит является одной из важных составляющих
автоматической системы управления технологическим производством КС.
115
Дистанционное управление кранами осуществляется с главного щита
управления, а также в качестве резервного - с аппаратной.
Управление запорными кранами осуществляется электрическим или
пневматическим приводом. В газовой промышленности, как правило, при­
меняется пневматический привод, в котором в качестве рабочего агента ис­
пользуется предварительно очищенный природный газ (импульсный газ) с
рабочим давлением от 1,5 до 8,0 МПа.
Основными причинами возникновения аварийных ситуаций, приводя­
щих к взрыву и пожару на КС, являются: нарушение целостности газовых
трактов (фланцевые соединения, сварные швы, арматура, трубопроводы,
оборудование и т.п.); разрушение элементов конструкций привода и ЦН
(подшипники, уплотнения, поршни, лопатки турбин и т. д.; нарушение це­
лостности масляных трактов (маслопроводы, масляные насосы и т. д.). Все
это приводит к выбросу в помещение станции природного газа или горю­
чего масла под высоким давлением. При наличии источника воспламенения
(горячие поверхности камер сгорания и выхлопных коллекторов, электри­
ческие или фрикционные искры и т. п.) возникает пожар. При отсутствии
источника воспламенения или задержке его появления в помещении обра­
зуется либо взрывоопасная газовоздушная смесь, либо ещё более опасная
смесь газа, паров и капель масла с воздухом, взрыв которой, как правило,
приводит к серьезным последствиям.
Для тушения пожаров на ГПА применяются индивидуальные и ком­
бинированные установки пожаротушения. Они предназначены для проти­
вопожарной защиты оборудования ГПА, газотурбинных двигателей, ГМК,
имеющих поверхности, нагретые выше температуры самовоспламенения
турбинного масла. Комбинированные установки пожаротушения предпола­
гает две очереди ввода в действие огнетушащих веществ. Первая очередь
обеспечивает ликвидацию пожара на начальной стадии развития, вторая
ликвидирует возможность повторного воспламенения.
Для машинных залов стационарных компрессорных цехов (с ГПА
типа ГТК-10, ГТ-6-750, ГТ-750-6, ГТК-5 и др.) применяются системы авто­
матического пенного пожаротушения (АППТ).
АППТ состоит из основной и резервной ёмкости воды, ёмкости с пе­
нообразователем, дозатора пенообразователя, основного и резервного насо­
сов, электрозадвижек (по направлениям на каждый агрегат), сети трубопро­
водов и пенных оросителей, шкафов автоматического управления и датчи116
ков пожарообнаружения. Запас воды и пенообразователя в установке пен­
ного пожаротушения должен быть рассчитан из условия работы в течение
не менее 20 мин.
Для ГПА блочного исполнения (типов ГПА-Ц-6,3, ГПА-Ц-16) приме­
няются модульные автоматические установки порошкового пожаротуше­
ния, состоящие из:
1. Модулей (баллонов) порошкового пожаротушения, в корпусе кото­
рых совмещены функции хранения и подачи огнетушащего порошка при
воздействии исполнительного импульса на пусковой элемент.
2. Распределительных трубопроводов.
3. Пожарных извещателей с шлейфами пожарной сигнализации и
электрическими цепями питания и контроля.
4. Блоков автоматического управления и устройств представления ин­
формации о состоянии системы пожаротушения.
5. Устройств для сигнализации и блокировки дверей в отсеках агрега­
тов.
Системы автоматики пожаротушения должны обеспечивать:
1. Световую и звуковую сигнализацию о возникновении пожара с рас­
шифровкой направления, о неисправности системы.
2. Автоматический и дистанционный пуск установки.
3. Автоматическое переключение электропитания с основного на ре­
зервный источник.
4. Формирование и выдачу командного импульса для управления тех­
нологическим и электротехническим оборудованием объекта, системами
оповещения о пожаре, дымоудаления, подпора воздуха, а также для отклю­
чения вентиляции, кондиционирования, воздушного отопления.
5. Автоматический контроль шлейфов пожарной сигнализации, це­
лостности электрических цепей питания, световой и звуковой сигнализации
и датчиков, определение обрыва пиропатронов или электромагнитов.
6. Формирование командного импульса автоматического пуска уста­
новки не менее чем от двух автоматических пожарных извещателей.
Основными элементами всех систем пожаротушения, от которых за­
висит надёжность срабатывания, являются датчики пожарообнаружения.
Для контроля довзрывоопасных концентраций газа на КС применя­
ются специальные газоанализаторы. В соответствии с существующими пра­
вилами датчики довзрывоопасных концентраций устанавливаются у каж­
дого ГПА в местах, наиболее вероятных источников выделения газа, но не
117
далее 3 м от источника (по горизонтали). Как правило, на ГПА устанавли­
ваются 2 датчика - по одному у ГТУ и ЦН.
На КС применяются в основном газосигнализаторы с термохимиче­
скими датчиками. Наличие метана довзрывоопасной концентрации в окру­
жающей атмосфере в месте установки датчика метана определяется путём
измерения теплового эффекта химической реакции беспламенного сжига­
ния метана на поверхности измерительного элемента первичного датчика,
включённого в измерительный мост, преобразования в электрический сиг­
нал, пропорциональный концентрации метана, и передачи сигнала от дат­
чика метана к блоку измерений и сигнализаций.
Газосигнализаторы призваны обеспечивать подачу предупреждаю­
щих звукового и светового сигналов при концентрации газа 0,5 % объёмных
долей метана и аварийного при концентрации 1,0 %. Кроме того, при кон­
центрации газа 0,5 % выдаётся команда на включение аварийно-вытяжной
вентиляции, а при концентрации 1,0 % - команда на аварийную остановку
ГПА.
В последнее время начато внедрение инфракрасных (ИК) датчиков.
Эти датчики работают по принципу поглощения ИК-излучения. Основное
преимущество инфракрасных датчиков по сравнению с каталитическими безотказная работа при высоких уровнях загазованности (чувствительный
элемент каталитического датчика при длительном нахождении в загазован­
ной среде больше 1 % перегорает, а инфракрасный датчик работает).
Автоматизированное рабочее место диспетчера КС является основ­
ным постом управления, обеспечивающим оперативное управление техно­
логическим процессом, контроль состояния технологического оборудова­
ния, своевременное принятие решения по нормализации внештатных ситу­
аций.
4.6. Виды технического обслуживания ГПА
Под понятием «техническое обслуживание агрегата» следует пони­
мать всю совокупность мероприятий, которые служат для поддержания и
восстановления рабочих характеристик ГПА и включают текущее обслужи­
вание ГПА, контроль за его работоспособностью и диагностикой отказов, а
также проведение ремонтно-восстановительных работ.
118
На КС действует регламент технического обслуживания, предусмат­
ривающий проведение комплекса работ по поддержанию газотурбинного
ГПА в работоспособном состоянии в течение установленного заводом-изготовителем моторесурса.
Регламент предусматривает проведение следующих видов работ:
1. Технического обслуживания работающего (ТО-1-3) или находяще­
гося в резерве (ТО -1-5) агрегата, включающего технические осмотры, про­
верки состояния, контроль и измерение рабочих параметров и другие виды
работ в зависимости от времени наработки или нахождения ГПА в резерве.
2. Ревизии камеры сгорания и нагнетателя (ТО-4).
3. Среднего и капитального ремонтов.
Средний ремонт (СР) - комплекс профилактических работ на отдель­
ных узлах ГПА, выполняемых для восстановления эксплуатационных ха­
рактеристик агрегата при падении номинальной мощности агрегата не более
чем на 15 % и обеспечение его надёжной эксплуатации до ближайшего ка­
питального ремонта.
При среднем ремонте обязательна дефектоскопия отработавших экс­
плуатационных узлов и деталей ГПА с заменой или ремонтом изношенных
или повреждённых.
Средний ремонт проводят между капитальными ремонтами для устра­
нения утечек масла (через торцевое уплотнение, разъёмы корпусов, фланцы
маслопроводов и т. д.) и газа, причин повышенной вибрации и других, явно
выраженных неисправностей. Кроме того, необходимость в среднем ре­
монте возникает для предупреждения скрытых отказов, вызванных износом
и усталостью, возникновение которых может привести к разрушению мно­
гих деталей и узлов, т. е. к длительным аварийным ремонтам.
Объём работ при среднем ремонте окончательно определяется только
после вскрытия и проведения дефектоскопии. Вполне возможно, что агре­
гат, остановленный для проведения среднего ремонта, будет ремонтиро­
ваться в объёме капитального.
Капитальный ремонт (КР) - комплекс ремонтных работ, включающий
в себя полную разборку и дефектоскопию основного и вспомогательного
оборудования ГПА, замену отработавших заводской ресурс или ремонт от­
работавших по техническим условиям составных частей, в том числе и ба­
зовых, регулировку и испытание систем, выполнение работ по восстановле­
нию эксплуатационных характеристик агрегата при падении номинальной
мощности более 25 %.
119
При промежуточных значениях потерь мощности вид ремонта опре­
деляется по фактическим трудозатратам в соответствии с нормами времени.
В табл. 4.3 представлен перечень работ при проведении ТО-4, сред­
него и капитального ремонтов ГПА.
Таблица 4.3
Перечень работ при проведении среднего и капитального ремонтов ГПА
Вид ремонта
Работа
Газогенератор
СР,КР
Вскрытие, разборка, очистка и промывка узлов и деталей
СР,КР
Выявление дефектов в узлах и деталях
СР,КР
Проверка зазоров в подшипниках и уплотнениях проточной части
СР,КР
Ремонт подшипников и маслозащитных уплотнений
СР,КР
Ремонт роторов с восстановлением шеек и упорных дисков
КР
Перелопачивание рабочих и направляющих лопаток
КР
Балансировка роторов
КР
Ремонт обойм
СР,КР
Ремонт воздушных и газовых уплотнений
СР,КР
Проверка системы охлаждения дисков ТВД и ТНД
КР
Ремонт теплоизоляции турбины
КР
Ремонт валоповоротного устройства
КР
Ремонт турбодетандера
Разборка, очистка и ремонт камеры сгорания
ТО-4, СР, КР
Центробежный нагнетатель
СР,КР
Проверка центровки роторов ЦН и ТНД
ТО-4, СР, КР
Разборка, очистка и промывка деталей
СР,КР
Выявление дефектов подшипников, шеек и упорного диска
Дефектоскопия колеса, торцевого и газовых уплотнений, опрессовка торцевого ТО-4, СР, КР
уплотнения
СР,КР
Балансировка ротора
Вспомогательное оборудование
КР
Ремонт и опрессовка регенераторов
Ремонт маслоохладителей
КР
КР
Ревизия маслоблока, чистка маслопроводов
СР,КР
Прокачка маслосистемы
СР,КР
Ревизия насосов смазки и уплотнения
СР,КР
Ревизия попловковой камеры и аккумуляторов масла
КР
Ревизия запорной арматуры
Ревизия воздухозаборной камеры
СР
ТО-4, СР, КР
Ревизия опор, шпонок, дистанционных шайб
ТО-4, СР, КР
Проверка и наладка системы вентиляции и местных отсосов
ТО-4, СР, КР
Проверка и наладка системы отсосов масляных паров из картеров подшипни­
ков и рамы маслобака
120
Подготовленность к ремонту во многом определяет его качество и
продолжительность. До остановки агрегата для его вывода в плановый ре­
монт эксплуатационный и ремонтный персонал совместно проводят обсле­
дование технического состояния агрегата и на основании его результатов, а
также обнаруженного во время межремонтного периода неисправностей со­
ставляется предварительная дефектная ведомость.
В программу обследования входят: осмотр агрегата и систем подго­
товки масла, циклового воздуха; измерение рабочих параметров ГПА; опре­
деление располагаемой мощности; удельного расхода масла; виброобследо­
вание агрегата; измерение температуры корпусов. Предремонтное обследо­
вание на работающем агрегате позволяет выявить также неисправности, об­
наружить которые трудно или вообще невозможно после остановки и
вскрытия агрегата. Кроме того, результаты обследования необходимы в
дальнейшем для оценки качества ремонта.
Следующим важным подготовительным мероприятием является
определение номенклатуры деталей и узлов, требующих замены, организа­
ция их получения до начала ремонтов, а также подача предварительной за­
явки на ремонтно-восстановительные работы.
При этом принимается во внимание наработка деталей, необходи­
мость в замене неисправных деталей и результаты обследования. Оконча­
тельно вопрос о всех заменах решается после проведения дефектоскопии на
вскрытом агрегате. Выявленные при обследовании дефекты и дополнитель­
ные работы по модернизации оборудования должны быть учтены при опре­
делении предстоящего объёма работ и составлении сетевого графика ре­
монта.
Ремонт стационарных и авиационных агрегатов по их организации от­
личается между собой. Ремонт стационарных ГПА производится непосред­
ственно на КС в машинном зале или на отдельной, специально оборудован­
ной площадке. Хотя в целом ряде случаев ремонт крупных сборочных узлов,
роторов, узлов подшипников может осуществляться на заводах-изготовителях ГПА или на специальных ремонтных базах.
Ремонт авиационных ГПА осуществляется, как правило, в условиях
заводов-изготовителей или на специализированной ремонтной базе с орга­
низацией своеобразного обменного фонда двигателей.
При отправке на завод отдельных узлов агрегата обслуживающий пер­
сонал КС, ответственный за организацию ремонта ГПА, организует, со­
гласно требованиям соответствующей инструкции, необходимую упаковку
121
оборудования для отправки его совместно с дефектной ведомостью на ре­
монтную базу или завод-изготовитель.
Ремонт ГПА - это технически сложный и трудоёмкий процесс, выпол­
няемый с использованием грузоподъёмных механизмов, пневмо- и электро­
инструмента, газо- и электросварки, специальных приспособлений и меха­
низмов. То, что процесс ремонта производится в действующем цехе, где ра­
ботают другие ГПА, а трубопроводы находятся под давлением газа, масла,
воды и воздуха, предъявляются повышенные требования к организационно­
техническим мероприятиям по подготовке агрегата к ремонту с целью со­
здать безопасные условия труда для ремонтного персонала.
К основным организационно-техническим мероприятиям относятся:
1. Отключение ГПА от технологических коммуникаций и обеспече­
ние невозможности случайной или преднамеренной подачи газа в трубопро­
воды обвязки ЦН.
2. Отключение ГПА от трубопроводов топливного и пускового газа и
обеспечение невозможности случайной или преднамеренной подачи газа к
узлам агрегата.
3. Отключение ГПА от электричества посредством выкатывания
ячейки вводных автоматов с установкой плакатов «Не включать, работают
люди!».
4. Очистка всех масляных систем ГПА, в том числе и маслобаков. На
подводящих маслопроводах устанавливаются силовые заглушки.
5. Оформление всей необходимой документации по выводу ГПА в ре­
монт с оповещением об этом всего персонала КС.
Проведение всех мероприятий по выводу агрегата в ремонт проверя­
ется представителями эксплуатационной и ремонтной организаций, о чём
составляется соответствующий акт.
Полное и тщательное проведение дефектоскопии узлов и деталей яв­
ляется первостепенной задачей ремонта. От качества и полноты её выпол­
нения зависит надёжная работа ГПА в течение межремонтного периода. В
результате дефектоскопии определяются характер и размер дефектов, что
даёт возможность после сравнения с техническими требованиями устано­
вить пригодность детали или узла к дальнейшему их использованию, наме­
тить способ ремонта.
В общем случае под понятием «дефект» понимается каждое несоот­
ветствие продукции требованиям, установленным нормативной документа­
цией, например, ГОСТ.
122
Дефекты подразделяются на явные и скрытые. Явные дефекты, как
правило, обнаруживаются визуально, скрытые - с помощью специальных
приборов.
Возникновение дефектов связано со следующими причинами.
1. Естественный износ, происходящий, как правило, в период выра­
ботки установленного заводом-изготовителем ресурса работ деталей и уз­
лов.
2. Конструктивный недостаток, являющийся результатом недоста­
точно полного учёта при проектировании и изготовлении всех действую­
щих в реальных условиях эксплуатационных факторов. Конструктивный не­
достаток проявляется главным образом в начальный период эксплуатации и
устраняется путём изменения конструкции, материалов и технологии про­
изводства.
3. Нарушение или несовершенство технологии ремонтно-восстанови­
тельных работ.
4. Нарушение Правил технического обслуживания и эксплуатации,
например, длительная работа на запрещённых частотах вращения при повы­
шенной вибрации и температуре подшипников, на загрязнённых масле, газе
и цикловом воздухе, а также невыполнение регламентных работ в установ­
ленные сроки.
5. Нарушение правил транспортировки и хранения.
Дефектоскопия включает в себя следующие этапы: подготовка рабо­
чего места, средств измерения и материалов; очистка поверхности детали;
выявление и измерение дефектов.
При организации рабочего места для дефектоскопии необходимо вы­
полнять следующие правила:
1. Устанавливать роторы на «козлы» с роликовыми опорами.
2. Лопатки и другие малогабаритные детали раскладывать на чистую
мешковину.
3. Обеспечивать свободный доступ ко всем деталям и узлам со всех
сторон.
4. Обеспечивать возможность близкого и безопасного подключения
приборов.
5. Устанавливать стол для приборов и ведения записей.
6. Приготавливать керосин, чистую ветошь, мел, наждачную бумагу,
масло к началу работы на рабочем месте.
123
Дефектоскопия деталей в условиях КС и ремонтно-технических ма­
стерских осуществляется методом неразрушающего контроля, т. е. без нару­
шения их к дальнейшему использованию. При выборе метода дефектоско­
пии необходимо учитывать характер и расположение дефекта, технические
условия на отбраковку, материал детали, состояние и чистоту поверхности,
форму и размер детали.
Применяются следующие методы дефектоскопии [Козаченко]:
1. Визуально-оптический метод - осмотр с помощью лупы многократ­
ного увеличения больших поверхностей и труднодоступных мест деталей
из различных материалов для обнаружения трещин, механических и корро­
зионных повреждений, нарушения сплошности защитных покрытий, оста­
точных деформаций, изменения характера разъёмных и неразъёмных соеди­
нений, течи, следов излома, задеваний. Этим методом можно обнаружить
трещины с шириной раскрытия более 0,005-0,01 мм и протяжённостью бо­
лее 0,1 мм.
2. Цветной метод основан на проникающих свойствах жидкости и ис­
пользуется для обнаружения открытых трещин, пор, коррозионных повре­
ждений деталей, различных по форме и размерам, изготовленных из магнит­
ных и немагнитных материалов. Технологический процесс определения де­
фектов этим методом состоит из следующих операций: очистки и обезжи­
ривания поверхности; пропитки поверхности индикаторным раствором;
удаления избыточного индикаторного раствора с поверхности для его со­
хранения только в трещинах; нанесения на поверхность проявителя;
осмотра детали и оценки состояния. Цветным методом можно обнаружить
трещины в лопатках и дисках, корпусных и крепёжных деталях шириной
раскрытия более 0,001-0,002 мм, глубиной более 0,01-0,03 мм и протяжён­
ностью более 0,1-0,3 мм.
3. Ультразвуковой метод основан на свойстве распространения упру­
гих колебаний в металлах и их отражения от границы раздела двух сред.
Этот метод используют для обнаружения внутренних и наружных дефектов
в труднодоступных местах у деталей, изготовленных из магнитных и немаг­
нитных материалов. Метод не применим при наличии галтели, отверстий.
Этим методом можно обнаружить трещины с шириной распространения
0,001-0,003 мм и глубиной более 0,1-0,3 мм.
4. Токовихревой метод основан на возбуждении в поверхности детали
с помощью датчика вихревого тока, сила которого различна в местах изме­
124
нения сплошности или свойств металла. Наиболее распространенными при­
борами этого метода являются дефектоскопы. Этот метод используют для
обнаружения открытых и закрытых поверхностных дефектов у деталей из
электропроводных материалов. Метод позволяет обнаружить трещины ши­
риной раскрытия более 0,001 мм, глубиной 0,15-0,2 мм и протяжённостью
более 0,6-2 мм.
В том случае, когда по каким-то причинам использование приведён­
ных методов затруднительно, применяют метод травления. Он основан на
том, что под воздействием растворов кислот места повреждения растворя­
ются быстрее, чем прилегающая поверхность, и трещины становятся види­
мыми на блестящем фоне. Для травления деталей из углеродистой и неугле­
родистой стали используется 10 %-ный водный раствор азотной кислоты.
Простыми способами обнаружения грубых дефектов, не требующих
специальных приборов и материалов, является метод керосиновых проб и
метод простукивания. Керосин, обладающий хорошими проникающими
свойствами, при наличии дефекта выступает на меловой стороне. С помо­
щью простукивания определяют ослабление плотности посадки, ослабление
прилегания, нарушение сцепления металлов и т. д. При нарушении сплош­
ности металла звук становится дребезжащим и глухим.
При дефектоскопии лопаточного аппарата измеряются радиальные за­
зоры направляющих и рабочих лопаток, очищаются лопатки для предвари­
тельного визуального осмотра на предмет обнаружения явно выраженных
дефектов: высокотемпературной коррозии, деформации лопаток. Определя­
ется частота собственных колебаний рабочих лопаток осевого компрессора.
Методами неразрушающего контроля проводится дефектоскопия поверхно­
сти лопаток осевого компрессора непосредственно на роторе и статоре без
разлопачивания.
Вопросы для самоконтроля
1. Надёжность ГПА. Работоспособность, неисправность, нара­
ботка на отказ и ремонтопригодность ГПА.
2. Показатели надёжности ГПА на магистральных газопроводах.
3. Виды и методы технической диагностики ГПА.
4. Метод параметрической диагностики ГПА.
5. Коэффициенты технического состояния ГПА.
125
6. Характеристики измерительных приборов, используемые для
оценки состояния ГПА.
7. Причины ухудшения технического состояния ЦН.
8. Определение технического состояния Ц Н и ГПА с газотурбинным
приводом.
9. Причины ухудшения технического состояния /Т У .
10. Пути повышения эффективности транспорта газа непосред­
ственно на КС.
11. Функции САУГПА.
12. Принципы построения СА У ГПА. Состав С А У ГПА.
13. Вибрационный контроль технического состояния ГПА.
14. Системы безопасности работы компрессорных цехов.
15. Причины возникновения аварийных ситуаций на КС.
16. Установки для тушения пожаров на ГПА.
17. Функции системы автоматики пожаротушения ГПА.
18. Виды датчиков пожарообнаружения на КС.
19. Техническое обслуживание ГПА. Виды технического обслужива­
ния ГПА.
20. Средний и капитальный ремонты ГПА.
21. Этапы ремонта ГПА.
22. Перечень работ при проведении среднего и капитального ремон­
тов ГПА.
23. Ремонт стационарных и авиационных ГПА.
24. Организационно-технические мероприятия по подготовке ГПА к
ремонту.
25. Дефектоскопии узлов и деталей ГПА.
26. Причины возникновения дефектов в конструкции ГПА.
27. Этапы дефектоскопии узлов и деталей ГПА.
28. Рабочее место для проведения дефектоскопии узлов и деталей
ГПА.
30. Метод неразрушающего контроля при проведении дефектоскопии
узлов и деталей ГПА.
31. Методы дефектоскопии при проведении дефектоскопии узлов и
деталей ГПА.
126
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Оптимальный режим работы КС в значительной степени зависит от
типа и числа ГПА, установленных на станции, их энергетических показате­
лей и технологических режимов работы.
Основными типами ГПА на КС в настоящее время являются: агрегаты
с приводом от ГТУ, электроприводные агрегаты и поршневые ГМК. Осо­
бенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени, среди от­
меченных типов ГПА, отвечают требованиям эксплуатации газотранспорт­
ных систем. Это высокая единичная мощность, высокий уровень автомати­
зации и надёжности, автономность привода и работа его на перекачиваемом
газе. Именно поэтому этот вид привода получил наибольшее распростране­
ние на магистральных газопроводах (свыше 85 % от общей установленной
на КС мощности агрегатов). Остальное приходится на электрический и
поршневой виды привода.
В связи с непрерывным увеличением себестоимости транспорта газа,
важнейшими направлениями работ в области трубопроводного транспорта
газа следует считать разработки, направленные на снижение и экономию
энергозатрат. Решение этой важнейшей для отрасли задачи возможно как за
счёт внедрения ГПА нового поколения с КПД 36-38 % взамен устаревших
и выработавших свой моторесурс, так и за счёт повышения эффективности
эксплуатации установленных на КС различных типов ГПА. Повышение эф­
фективности эксплуатации ГПА неразрывно связно с обеспечением необхо­
димой энергосберегающей технологии транспорта газа, выбором оптималь­
ных режимов его работы, дальнейшим ростом общей технической культуры
эксплуатации газопроводных систем в целом.
Мощная и разветвлённая сеть магистральных газопроводов с тыся­
чами установленных на них ГПА, многие из которых уже выработали свой
моторесурс, обязывает эксплуатационный персонал компрессорных цехов и
производственных предприятий по обслуживанию газопроводов детально
знать технику и технологию транспорта газа, изучать опыт эксплуатации и
на основе этого обеспечивать прежде всего работоспособность и эффектив­
ность эксплуатации установленного энерготехнического оборудования КС.
В учебном пособии показана технология транспорта газа с описанием
оборудования современных КС и режимов работы установленных на них
ГПА, предложены инженерные решения, направленные на повышение эф­
фективности эксплуатации ГПА.
127
Б и бл и ограф и ч еск и е ссы лк и
Горелик Г. Б. Автоматизация газоперекачивающих станций : учебное пособие.
Хабаровск : Изд-во ТОГУ, 2011. 210 с.
Козаченко А. Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газо­
проводов. М. : Нефть и газ, 1999. 463 с.
Коньков А. Ю., Тимошенко Д. В. Газотурбинные установки для транспорта га­
за : учебное пособие. Хабаровск : Изд-во ТОГУ, 2016. 151 с.
Коршак А. А., Нечваль А. М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. С П б .: Недра, 2008. 488 с.
Котляр И. Я., Пиляк В. М . Эксплуатация магистральных газопроводов. Л. :
Недра, 1971. 248 с.
Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов : СТО
Газпром 2-3.5-051-2006. Введ. 03.07.2006. Челябинск : Центр безопасности труда, 2006.
197 с.
Справочник по проектированию магистральных трубопроводов / под ред.
А. К. Дерцакяна. Л. : Недра, 1977. 519 с.
Приложение
ПРИМЕР РАСЧЁТА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО
ГАЗОПРОВОДА
З а д а н и е : выполнить расчёт линейной части магистрального газопровода протя­
жённостью 600 км с годовой производительностью Qr = 50 млрд. м3/год. Рабочее давле­
ние газа рра6 = 7,5 МПа, давление в начале магистрального газопровода рн = 5,7 МПа.
Максимальная температура газа в начале магистрального газопровода Тн
= 40 °С, ми­
нимальная температура газа в начале магистрального газопровода THmin = -2 °С.
Решение
1.
О п р ед ел ен и е оптимальны х параметров м агистрального газопроводаПо заданной годовой производительности и принятому рабочему давлению газа
по табл. П. 1 выбирается ориентировочное значение диаметра магистрального газопро­
вода dy.
Таблица П. 1
Ориентировочные значения диаметра магистрального газопровода
Диаметр магистрального
газопровода, мм
500
600
700
800
1000
1200
1400
Годовая производительность, млрд. м3/год
Рраб = 5,5 МПа
Рраб = 7,5 МПа
1,6-2,0
2,2-2,7
2,6-3,2
3,4-4,1
3,8-4,5
4,9-6,0
5,2-6,4
6,9-8,4
9,2-11,2
12,1-14,8
14,6-17,8
19,3-23,5
21,5-26,4
28,4-34,7
Таким образом, выбирается двухниточный магистральный газопровод с годовой
производительностью по 25 млрд. м3/год с dy = 1400 мм.
2. В ы б о р о с н о в н о г о о б о р у д о в а н и я КС
Суточная производительность магистрального газопровода
Qr
У
к к k т
л 'Н Г п'Э Т п ф О 1
где кнг - коэффициент надёжности магистрального газопровода, учитывающий необхо­
димость компенсации снижения производительности магистрального газопровода из-за
вынужденных простоев и ремонтно-технического обслуживания; кэт- коэффициент экс­
тремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропуск­
ной способности магистрального газопровода, связанного с влиянием высоких темпера­
тур окружающей среды; кро - коэффициент расчётной обеспеченности газоснабжения
129
потребителей, отражающий необходимость увеличения пропускной способности маги­
стрального газопровода для обеспечения дополнительных поставок газа потребителям
в периоды повышенного спроса на газ; т - количество суток работы магистрального га­
зопровода в год.
Оценочные значения коэффициента киг определяются по табл. П.2.
Таблица П. 2
Оценочные коэффициенты надёжности магистральных газопроводов
Коэффициента надёжности кнг
Длина магистрального
газопровода, км
Однониточные
магистральные
газопроводы
Двухниточные
магистральные
газопроводы
500
0,99
0,98
0,97
0,96
0,99
0,98
0,98
1000
1500
2000
2500
3000
0,95
0,94
0,97
0,97
0,96
Три и более нит­
ки магистраль­
ных газопрово­
дов
0,99
0,99
0,99
0,98
0,98
0,97
Таким образом, принимаем кт = 0,98.
Значения остальных коэффициентов принимаются следующими [Нормы техно­
логического...]: кэт = 1,0 —для магистральных газопроводов длиной менее 1000 км; /сро
= 0,98 - для базовых и распределительных магистральных газопроводов.
Тогда
50 • 109
142,63 млн. м3/су т.
0,98 • 1 • 0,98 • 365
Газоперекачивающее оборудование выбирается исходя из суточной производи­
тельности и принятого рабочего давления. При этом желательно, чтобы число ЦН было
ближе к целому числу.
Выбираем ЦН марки ГПА-Ц-16, тип привода НК-16СТ, тип компрессора НЦ16/76-1,44 [Козаченко].
Число ЦН
q
142,63
где qH - номинальная подача ЦН, приведённая к стандартным физическим условиям
[Там же].
Принимаем z t = 5 центробежных нагнетателей.
3.
Определение конструктивных и прочностных параметров
трубопровода
Расчёт толщины стенки магистрального газопровода производится в соответ­
ствии со СНиП 2.05.06-85, т. е.
130
^нРраб^н
2 ^ i? i + ^ н Р раб)
где кн - коэффициент надёжности металла трубопровода по нагрузке; dv
диаметр трубы;
- расчётное сопротивление металла трубы.
Расчётное сопротивление металла трубы определяется как
п _
R-,-‘-нт
1
кЛ ’
наружный
где R1h- минимальное значение временного сопротивления металла труб в зависимости
от выбранного класса прочности; т - коэффициент условий работы трубопровода; кг коэффициент безопасности по материалу.
Для трубопровода класса прочности К60 Rlit =5 8 8 М Па [Козаченко].
Для транспортировки природного газа по трубопроводу диаметром 1220 мм и бо­
лее категории III магистральных трубопроводов значение коэффициента т = 0.9 [Нормы
технологического... ].
Для сварных труб из нормализованной и горячекатаной низколегированной
стали, изготовленных двусторонней электро дуговой сваркой и прошедших 100 %-ный
контроль сварных соединений неразрушающими методами кг = 1,47 [Там же ].
Коэффициент надёжности металла трубопровода зависит от диаметра трубопро­
вода, т. е. кн = 1,1 для dy = 1400 мм, кн = 1,05 для dy = 1220 мм [Там же ].
Тогда расчётное сопротивление металла трубы для dy = 1220 мм
588 • 0,9
342,9 МПа,
1,47 • 1,05
а для dy = 1400 мм
588 • 0,9
. , = 327,3 МПа.
1,47 • 1,1
Толщины стенки магистрального газопровода для dy = 1220 мм
1,05 • 7,5 • 1220
5 = „ г" ^— —T7Z—
= 13,69 мм.
2(342,9 + 1,05 • 7,5)
Принимаем 6 = 1 4 мм.
Толщины стенки магистрального газопровода для dy = 1400 мм
1,1 • 7,5 • 1400
17,21 мм.
2(327,3 + 1,1 • 7,5)
Принимаем 5 = 17,5 мм.
После определения толщины стенки на ряде участков магистрального газопро­
вода необходимо выполнить проверку на прочность исходя из возможности существова­
ния осевых сжимающих напряжений.
Осевые напряжения в трубопроводе, определяются как
Ri = т
Н и 1 / П О п C t-D L I
отр = - а ЕМ + р — р! -..—,
6
где а - коэффициент линейного расширения металла трубы (для стали а = 12 • 10~6 1/°С;
Е - модуль упругости металла (для стали Е = 2,06 ■105 МПа); At - расчётный темпера131
турный перепад, равный разности между температурой укладки трубопровода и макси­
мальной или минимальной температурой стенки трубопровода [Нормы технологиче­
ского...]; At = 10 °С; р - коэффициент Пуассона [Там же ]; р = 0,3; dBH - внутренний
диаметр трубопровода.
Внутренний диаметр трубопровода для dy = 1220 мм
dBH = dy - 25 = 1220 - 2 • 14 = 1192 мм.
Внутренний диаметр трубопровода для dy — 1400 мм
dBH = dy - 2 8 = 1400 - 2 • 17,5 = 1365 мм.
Осевые напряжения в трубопроводе для dy = 1220 мм
1 05 - 7 5 “ 1192
а тр = - 1 2 • 10“ б ■2,06 ■105 ■10 + 0 , 3 - -------^ --------- = 176,43 МПа.
Осевые напряжения в трубопроводе для dy = 1400 мм
,
_
1,1 ■7,5 ■1365
отр = - 1 2 ■10~б • 2,06 • 105 ■10 + 0 ,3 ------- — ------- = 168,33 МПа.
Далее проверяется прочность подземного трубопровода по следующему условию:
отр <
где Ч^2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб,
принимаемый при схтр > 0, равный 1.
Тогда для dy = 1220 мм
176,43 МПа < 342,9 МПа,
а для dy = 1400 мм
168,33 МПа <327,3 МПа.
Таким образом, условия прочности выполняются.
4. Р а с ч ё т т е п л о ф и з и ч е с к и х с в о й с т в т р а н с п о р т и р у е м о г о г а з а
Основными свойствами газа, необходимыми для выполнения технологического
расчёта магистрального газопровода, являются: плотность, молярная масса, газовая по­
стоянная, критические температура и давление, относительная плотность газа по воз­
духу. Расчёт данных параметров выполняется на основании норм технологического про­
ектирования [Там же ].
В табл. П.З представлен состав месторождения и общая характеристика его ком­
понентов.
Таблица П.З
сч
о
и
Состав месторождения и общая характеристика компонентов
Состав газа
СН4
с 2н 6 с 3н 8 С4Н10
n2
Процентное содержание компонен­
тов, %
99,0
0,028
0,007
0,003
0,063
0,899
Молярная масса компонентов,
кг/моль
Критическая температура, К
Критическое давление, МПа
16,04
190,68
4,52
30,07
305,75
44,09
372
4,34
58,12
44,01
304,26
28,02
132
4,88
425,17
3,75
7,28
126,26
3,45
М олярная м асса п р и р о д н о го газа определяется к ак
М
'У' XiMt = хгМх + х2М2 + — I- хпМп,
£=1
где Xj - концентрация /-го компонента газа; Mt - молярная масса /-го компонента газа.
Тогда
М = 0,99 ■16,04 + 0,00028 ■30,07 + 0,00007 • 44,09 + 0,00003 ■58,12 +
+ 0,00063 ■44,01 + 0,00899 ■28,02 = 16,17 кг/моль.
Плотность природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу
при стандартных условиях (р0 = 0,1013 МПа и Т0 = 293,15 К)
3_Мро_
Ро = Ю
где Rp - универсальная газовая постоянная; Rp = 8,31451 кДж/(кмоль-К); Z0 - коэффи­
циент сжимаемости природного газа при стандартных условиях.
Относительная плотность природного газа по воздуху определяется как
4 = 5*
Рв
где рв - плотность воздуха при стандартных условиях; рв = 1,20445 кг/м3.
Коэффициент сжимаемости природных газов при давлениях до 15 МПа и темпе­
ратурах 250-400 К
Z 1 + At pnp + А2рпр,
где
Аг
2,03 3,16
- 0 , 3 9 + —------— Н
Т2
1пр
1пр
1,09
т1пр
3 '
0,1812
0,2124
1 пр
т1пр
2
А2 = 0,0423 ----- ------+ ■
_р_.
Рпр
Рпк
т
■пр
fZ ;
U.
Рпк
У ' ЩРт >
£=1
п
т*п
■Ткр; <
■
Ы
i=1
Ркрр Тт - критические значения давления и температуры /-го компонента газовой смеси;
Рпр; Тпр - приведённые значения давления и температуры; р пк, Гпк - приведённые крити­
ческие значения давления и температуры.
Тогда
рпк = 0,99 ■4,52 + 0,00028 ■4,88 + 0,00007 ■4,34 + 0,00003 • 3,75 +
+ 0 ,0 0 0 6 3 ■7,28 + 0,00899 ■3,45 = 4,51 МПа;
Тпк = 0,99 ■190,68 + 0,00028 • 305,75 + 0,00007 • 372 + 0,00003 ■425,17 +
133
+ 0,00063 • 304,26 + 0,00899 • 126,26 = 190,22 К;
0,1013
= 0 ,0 2 ;
Рпр
4,51
293,15
тп;р
1,54;
190,22
2,03
3,16
1,09
0,37;
А-1
-0,39 +
- т-тгтт +
1,54 1,542 1,543
0,1812 0,2124
А-,
0'0423 - T 5 r + W
= 0'82;
Z = 1 + 0,37 • 0,02 + 0,82 • 0,022 = 0,99.
Плотность природного газа, транспортируемого по магистральному газопроводу
1 6 ,1 7 -0 ,1 0 1 3
Мр0
0,679 к г /м 3.
103
10г
Рс
8,31451 ■293,15 • 0,99
RJoZ
Относительная плотность природного газа по воздуху
рс
0,679
0,564.
Д
= 1,20445
Динамическая вязкость природных газов при давлениях до 15 МПа и температу­
рах 250-400 К определяется как
р = р0(1 + SlPnp + 5 2Рпр + #зРпР),
где
Ро = (1,81 + 5,95Гпр) 1 0 - 6;
2,36 1,93
вг -- - 0 ,6 7 +
ГГ2 ’
пр
2,89
2 ,6 5
1пр
’
1 Т2
1 пр
В2 = 0 ,8 - т
= - 0,1 +
1пр
0 ,3 5 4
0 ,3 1 4
т1пр
т1пр
2 ‘
Тогда
р0 = (1,81 + 5,95 ■1 ,5 4 )1 0 "6 = 10,973 • 10~6;
2,36
1,93
В, = - 0 ,6 7 + —— - —— = 0,048;
1,54 1,542
2,89
2,65
0,04;
В, 0,8 —-7-^-7 +
1,54 1,542
0,354 0,314
В?
-0 ,0 0 4 .
- 0,1 +
3
^ ' 1,54
1,542
р = 10,973 • 10“ 6(1 + 0,048 ■0,02 + 0,04 ■0,022 - 0,004 ■0,023) =
= 1 0 ,9 8 4 -1 0 "6 Па- с.
5. О п р е д е л е н и е р а с с т о я н и я м е ж д у К С
Расстояние между КС магистрального газопровода определяется исходя из рас­
чётного соотношения пропускной способности магистрального газопровода, т. е.
L = (3,32 ■10-6 ) 2d E
134
5
Рн-Рк
MTcpZcpP2'
Принимаем Zcp = Z.
Для определения расстояния между КС принимается ориентировочное значение
средней температуры, т. е.
+ IТK
_ тJo r T
! ср —
9
где Тог - температура окружающей среды на глубине заложения магистрального газо­
провода; Тог = 271 К ;ТН- температура газа на входе в линейный участок магистрального
газопровода, которую можно принять равной 303-313 К.
Тогда
271 + 311
291 К.
Тгср
Давление в начале участка магистрального газопровода на выходе из КС
Рн
Ркс
АРвых>
где ркс - давление газа на выходе из КС; р кс = 7,57 МПа; Дрвых - потери давления в тру­
бопроводе между компрессорным цехом и узлом подключения к линейной части маги­
стрального газопровода; Дрвых = 0,07 МПа [Козаченко].
Тогда
р н = 7 , 5 7 - 0,07 = 7,5 МПа.
Давление в конце участка магистрального газопровода определяется как
Рк
Рве Т АРвс>
где рвс - давление газа на входе в КС; рвс = 5,28 МПа; Дрвс - потери давления газа на
входе в КС с учётом потерь давления в подводящих шлейфах и на узле очистки газа;
Дрвс = 0,12 МПа.
Тогда
р к = 5,28 + 0,12 = 5,4 МПа.
Коэффициент гидравлического сопротивления
л _ ^тр
А Е2’
где Е - коэффициент гидравлической эффективности, принимаемый для новых труб, рав­
ным 0,95 [Там же.]; Л,гр - коэффициент сопротивления трению.
Для характерного для магистральных трубопроводов режима квадратичного со­
противления
2 кэ\ 0'2
/1 5 8
Лтр = 0,0 6 7 ( _ + _ )
,
где кэ - эквивалентная шероховатость труб (для труб без внутреннего гладкостного по­
крытия кэ = 0,03 мм, для труб с внутренним гладкостным покрытием кэ = 0,01 мм); Re число Рейнольдса; Re = 17,75 • 103
Таким образом, для dy = 1220 мм
Re = 17,75 • 103
А™ = 0,067
142,63 • 0,564
10,984 ■1 0 -6 • 1192
158
109,06 • 106
109,06 • 106;
2 0,01 0,2
+■
•
1192
0,0085;
135
0,0085
0,952
0,0094,
а для dy = 1400 мм
,
142,63 • 0,564
Re = 17,75 • 103 ■— ■■■■
„ „ „ = 95,2 • 10б;
10,984 ■10~6 • 1365
158
2 • 0,01' 0,2
Л™ = 0,067
0,0074;
+
95,2 • 106
1365
0,0074
А = 1 д а = 0 '0082'
Среднее давление в магистральном газопроводе можно определяется как
2(
vl \
2(
5,42 4
7,5 +
7,26 МПа.
7,5 + 5,4,
Рср з1 p"+ pB+ p J 3
Расстояние между КС магистрального газопровода для dy = 1220 мм
L = (3,32 • 10~6) 2 • 11925
7 52 - 5 4 2
... - - ..-.- ........= 23,1 км.
0 ,0 0 9 4 • 0 ,5 6 4 ■2 9 1 • 0 ,9 9 ■1 4 2 ,6 3 2
Расчёт требуемого количества КС для dy = 1220 мм не целесообразен, так как рас­
стояние между КС должно быть не менее 50 км [Козаченко].
Расстояние между КС магистрального газопровода для dy = 1400 мм
7 ,5 2 - 5 ,4 2
L = (3,32 • 10~6) 2 • 13655 ----------4
J
0,0082 ■0,564 ■291 ■0,99 • 142,6 3 2
Требуемое количество КС для dy = 1400 мм
пи
LMr
600
52,2
52,2 км.
11,5.
Принимаем п кс = 12.
6. У т о ч н ё н н ы й т е п л о в о й и г и д р а в л и ч е с к и й р а с ч ё т у ч а с т к а м а г и ­
с т р а л ь н о г о г а з о п р о в о д а м е ж д у д в у м я КС.
Уточнённый тепловой и гидравлический расчёт участка магистрального газопро­
вода между двумя КС для dy = 1400 мм производится с целью определения давления и
температуры газа в конце рассматриваемого участка.
Абсолютное давление в конце участка магистрального газопровода определяется
при средних значениях температуры и давления газа на линейном участке, которые опре­
деляются методом последовательных приближений.
В качестве первого приближения принимаются значения А и Zcp, найденные из
предварительного определения расстояния между КС.
Давление газа в конце участка магистрального газопровода в первом приближе­
нии определяется из расчётного соотношения пропускной способности магистрального
газопровода, т. е.
7,52
Рк =
142,6 3 2 ■0,564 ■0,0082 ■0,99 ■291 ■52,2
_ _ _ _ _ _ _ _ _
5,4 МПа.
N
Уточнённое среднее давление газа в магистральном газопроводе
136
2/
5,42
N
Р с р _ з ( 7' 5 + 7,5 + 5,4у
= 7,26 МПа.
Средние приведённые давление и температура газа
р0
0,1013
0,014;
7.26
Г0
293,15
т'пр = — = — :— = 101
Гср
291
'
■
Удельная теплоёмкость газа определяется как [Козаченко]
Ср —
+ Г^Рпр 4* Е2рПр 4" £зРпр),
где
Rи-.
М’
R
Е0 = 4,437 - 1,015Гпр + 0,591Гп2р;
11,37
10,9
■пр
1 пр
Ег = 3 , 2 9 - — — + ■Т2 ’
16,27
Е2 = 3 ,2 3 ---- —— +
25,48
11,81
Г
2
г1пр
3
1пр
0,908 0,967
-0,214 + —
+— ^.
■пр
£4
1пр
■пр
Тогда
Е0 = 4,437 - 1,015 • 1,01 + 0,591 • 1,012 = 4,01;
11,37
10,9
Е' = * ' 2 9 - т ж + т ^ = 2'72-'
16,27
^
25,48
3'2 3 - T o r + W
- W
0,908
0,967
г- - ° ' 2 1 4 + щ
8 ,3 1 4 5 1
р
16,17
11,81
= 0 '64;
+д а = щ
(4,01 4- 2,72 ■0,014 + 0,64 ■0,0142 + 1,64 ■0,0143>
= 2,08 к Д ж /(к г ■К).
Коэффициент Джоуля-Томсона
Ei
Hq + HiPnp Т Я2рпр 4" Н2рПр,
где
Но = 24,96 - 20,ЗГпр + 4,57Гп2р;
19,62
19,89
14,68
13,93
Н± = 5,66 - — — + Т2 '
1 пр
1пр
Я,
-4,11 +
Т
'пр
Т2
1пр
2
1,79
Я3
=
0,568
—
+
—2
j
'
f
гр
1пр
' пр
Тогда
Н0 = 24,96 - 20,3 • 1,01 + 4,57 • 1,012 = 9,12;
137
19,62
19,89
14,68
13,93
1,01
1, 012
2
Я3 = 0,568 - щ
1,79
Нг = 5,66 - -т -^ г + т 1 ^гт = 2,79;
1,01
1,012
Я-
-4,11 +
3,24;
= ° ,34;
Д = 9,12 + 2,79 • 0,014 - 3,24 • 0,0142 + 0,34 • 0,0143 = 9,51 К/МПа.
Средняя температура газа определяется как
1 — е а1мг
Рн —pi (
Гер = Тог + (Гн - Гог) ------ ;----------Д „
Рк ( 1
aL
2л1мгрср
где а - коэффициент Шухова;
а = 225,5
1 — е aLmN
aL
kCpdy
106дДср '
/сср - средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окру­
жающую среду [Козаченко]; /сср = 1,75 Вт/(м2-К).
Тогда
а = 225,5
1,75 • 1400
0,003;
10б • 142,63 • 0,564 • 2,08
1 _ е - 0 , 003-600
Еср
-9,51-
271 + (311 - 2 7 1 )
7,52 - 5,42
0,003 • 600
\ _ g -0 ,0 0 3 -6 0 0 N
/
2 • 0,003 • 600 • 7,26
0,003 • 600
284 К.
Коэффициент сжимаемости газа
Jcp
1 - 0,37 • 0,014 + 0,82 • 0,0142 = 0,99.
Коэффициент динамической вязкости определяется как
рср = 10,973 ■10~б(1 + 0,048 • 0,014 + 0,04 ■0,0142 - 0,004 • 0,0143)
= 10,981 ■10-6 Па • с.
Число Рейнольдса
,
142,63 ■0,564
Re = 17 ' 75 • 103
---------------iu 10 981.
10-б---------. 1365 = 95 3 ■10б
iU ■
Коэффициент сопротивления трению
Xj-p = 0 ,0 6 7
158
2 • 0 ,0 1 \°’2
+■
гр
V95,3 - 106 ‘ 1365
Коэффициент гидравлического сопротивления
0,0074
= 0,0074.
^ = ^ = 0 .0 0 8 2 .
Давление газа в конце участка магистрального газопровода во втором приближе­
нии
Рк
N
,
142,632 • 0,564 ■0,0082 ■0,99 ■284 ■52,2
7,52 -------- ---------- ---------------------------------------- -- = 5,46 МПа.
(3,32 • 1 0 - б) 213655
Отклонение
138
5,46 - 5,4
д _ -----------100 = 1,1 %.
р
5,46
Полученный результат давления газа в конце участка магистрального газопровода
отличается от предыдущего приближения менее, чем на 5 %. Таким образом, расчёт вы­
полнен верно.
Среднее давление газа
2(
5,462 \
^
= з С 5 + Л 5ТУ 4б] = 7'ЗМПа-
Температура газа в конце участка магистрального газопровода
Рн ~ Рк
тс|р = Тог + (Тн - Тог)е -ClL*.
2flLMrPcp
271 + (311 - 271)е -0,003-600
9,51
(1
Q Я^Мг)
7,52 - 5,462
х
2 ■0,003 ■600 ■7,3
,-0 ,0 0 3 -6 0 0
х (1
) 269,63 К.
7. О п р е д е л е н и е к о э ф ф и ц и е н т а т е п л о п е р е д а ч и о т г а з а в о к р у ж а ­
ющую среду для п о д з е м н ы х м а ги с т р а л ь н ы х г а з о п р о в о д о в (без т е п л о ­
вой изоля ци и )
Средний на линейном участке общий коэффициент теплопередачи от газа в окру­
жающую среду для подземных магистральных газопроводов (без тепловой изоляции)
[Нормы технологического...]
1
+■
а гру
к,ср
-1
где Rm - термическое сопротивление изоляции трубопровода;
10~3dv d
#из = 2АИ In dv
из
d из - наружный диаметр изолированного магистрального газопровода; dm = 1430 мм;
Аиз - коэффициент теплопроводности изоляции; Аиз = 0,25 Вт/(м-К); а гр - коэффициент
теплоотдачи от трубопровода в грунт
агр
Xгр
10-3d,
0,65 +
ПО ~3dy
21
Агр - коэффициент теплопроводности грунта (при отрицательных температурах грунта
значение коэффициента теплопроводности принимается для грунта в мёрзлом состоя­
нии); Агр = 2,1 Вт/(м-К); /гоэ - эквивалентная глубина заложения оси трубы;
/in
1
ая
hn + Агр I -----1-
6Г
h0 - глубина заложения оси трубы (расстояние от поверхности насыпи до оси трубы); h0
= 1,7 м; а а - коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта в атмосферу; а а = 6,2 +
4,2п; v - среднегодовая скорость ветра; v = 5,4 м/с;
а а = 6,2 + 4,2 • 5,4 = 28,88 В т /(м 2 • К); 6СП - толщина снежного покрова; 6СП = 0,05 м;
Асп - коэффициент теплопроводности снежного покрова, принимаемый в зависимости от
состояния снега (снег свежевыпавший - 0,1 Вт/(м-К); снег уплотнённый - 0,35 Вт/(м-К);
139
снег тающий - 0,64 Вт/(м-К)).
Тогда
0,05
1,7 + 2,1
а,
гр
28,88
2,1
1 0 " 3 • 1400
2 • 0,25
kcp
2,07 м;
0,35
/1 0 ~ 3 • 1 4 0 0 V
10“ 3 • 1400 °'65 +
Я,
+'
1,66 В т /(м 2 • К);
(--- 2Д)7--- J
1430
In-
1400
= 0,059 (м 2 ■К )/В т;
(0,059 + ^
1,51 В т /(м 2 • К).
8. П р и м е р р а с ч ё т а р е ж и м а р а б о т ы К С п р е д с т а в л е н в р а з д е л е 2. 3.
9. Р а с ч ё т р а с х о д а т о п л и в н о г о г а з а
Расход топливного газа ГТУ определяется как
N
<?тг = <7тг0 [ 0,75 — + 0,25/с;
vР а
Т1 а
288
Агт[. ,
где дТГо - номинальньш расход топливного газа;
_ 3,6 ■103N(
<?ТГо —
ЛеС?тс
Ne - номинальная мощность ГТУ; Уе 16000 кВт; Г|е номинальный КПД ГТУ; г)6
0,274; QTC - теплота сгорания топливного газа; QTC = 37000 кДж/м3; N - мощность, по­
требляемая ЦН; N = 15792 кВт; кРа - коэффициент, учитывающий влияние высоты над
уровнем моря; кРа = 1,1 ;Та - расчётная температура атмосферного воздуха (принимается
средняя температура атмосферного воздуха расчётного периода); Та = 284 К; ктг - коэф­
фициент технического состояния ГТУ (по топливу); ктг = 1,05; /<:п - коэффициент влия­
ния относительной скорости вращения ротора силовой турбины (обычно учитывается в
составе коэффициента /стг); кп = 1,0.
Тогда
3 , 6 - 103 • 16000
Ятг0 = п ппл—ОГ7ПАА. = 5682 м 7 ч ;
0,274 • 37000
qTr = 5682
15792
284
0'751б000 + 0-2 5 ' 1Д 288
1,05 • 1,0 = 6041 м 3/ч .
Потребление топливного газа КС за расчётный период
Qrr = 10_3ZjqTrx,
где т - время расчётного периода; т = 8760 ч.
Тогда
QTr = 10~3 ■5 ■6041 ■8760 = 264596 м 3.
140
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ....................................................................................................................3
1. ОСОБЕННОСТИ ДАЛЬНЕГО ТРАНСПОРТА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ............. 4
1.1. Структура магистрального газопровода..........................................................4
1.2. Устройство магистральных газопроводов..................................................... 18
1.3. Режимы работы магистрального газопровода..............................................29
Вопросы для самоконтроля........................................................................................37
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОКОМПРЕССОРНЫХ
СТАНЦИЙ.................................................................................................................... 39
2.1. Газомоторные станции....................................................................................39
2.2. Электроприводные и газотурбинные станции..............................................44
2.3. Центробежные нагнетатели газа.....................................................................48
2.4. Редукторы для центробежных нагнетателей.................................................54
2.5. Теплообменное и вспомогательное оборудование компрессорных
станций..................................................................................................................... 56
Вопросы для самоконтроля........................................................................................63
3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ГПА.....................................65
3.1. Организация эксплуатации цехов с газотурбинным приводом...................65
3.2. Подготовка к пуску, пуск и остановка ГПА с газотурбинным
приводом.................................................................................................................. 68
3.3. Проверка защиты и сигнализации ГПА.........................................................77
3.4. Противопомпажная защита центробежного нагнетателя............................83
3.5. Эксплуатация ГПА с электроприводом.........................................................85
Вопросы для самоконтроля........................................................................................93
4. ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И ДИАГНОСТИКА
ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОКОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ..................................94
4.1. Показатели надёжности ГПА..........................................................................94
4.2. Техническая диагностика ГПА.......................................................................98
4.3. Определение технического состояния центробежного нагнетателя
и ГПА с газотурбинным приводом...................................................................... 102
4.4. Причины увеличения энергетических затрат на транспорт газа
и пути их снижения............................................................................................... 107
4.5. Автоматизация компрессорных станций..................................................... 111
4.6. Виды технического обслуживания ГПА...................................................... 118
Вопросы для самоконтроля...................................................................................... 125
ЗАКЛЮЧЕНИЕ...........................................................................................................127
Библиографические ссылки...................................................................................... 128
Приложение.................................................................................................................129
141
Бердник Алексей Николаевич
КОМПРЕССОРНЫЕ СТАНЦИИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Дизайнер А. Н Бердник
Отпечатано с авторского оригинала-макета
Подписано в печать 30.01.19. Формат 60x84 V^.
Уел. печ. л. 8,37. Тираж 100 экз. Заказ 40.
Издательство Тихоокеанского государственного университета.
680035, Хабаровск, ул. Тихоокеанская, 136.
Отдел оперативной полиграфии издательства Тихоокеанского государственного университета.
680035, Хабаровск, ул. Тихоокеанская, 136.