Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии 


Обвязка полнонапорных нагнетателей




 

Особенностью КС с полнонапорными нагнетателями является отсутствие какой-либо группировки агрегатов в некоторые объединения типа групп или ступеней сжатия. Все полнонапорные нагнетатели подключаются к трём коллекторам компрессорного цеха: всасывающему, нагнетательному и коллектору, соединяющему компрессорные машины с пусковым контуром КС.

Пример компрессорного цеха с полнонапорными нагнетателями показан на рис. 5.6. Из данного рисунка следует, что обвязка полнонапорных агрегатов во многом схожа с аналогичной для неполнонапорных машин. Отличает обвязки лишь естественное отсутствие у полнонапорных нагнетателей кранов №3 (параллельная схема соединения) и крана №3 бис.

Малый пусковой контур полнонапорного агрегата образуется: трубопроводом с краном №6; коллектором, объединяющим трубопроводы с кранами №6 различных нагнетателей; линией, соединяющей упомянутый коллектор со станционной перемычкой с кранами №36 и №36р и самой этой перемычкой. Таким образом, малый пусковой контур нагнетателя и большой пусковой контур станции практически совпадают. Точнее сказать, существует один большой перепускной контур, на который имеется два выхода: один через краны №6 – при пусках и остановках отдельных ГПА и выведении их из помпажа, второй через краны №36 и №36р при пусках и остановках всей КС, при регулировании режима работы станции и при выведении КС из помпажа.

При работе нагнетателей с перепуском через краны №6 поток газа не проходит АВО и заметно нагревается. Чрезмерное повышение температуры газа предотвращается приоткрытием крана №36р и подачей части охлаждённого в АВО газа с выхода КС в поток, перепускаемый нагнетателем.

 

 

Рис. 5.6. Технологическая схема компрессорного цеха с

полнонапорными центробежными нагнетателями

 

5.3. Газотурбинные установки
газоперекачивающих агрегатов КС

 

5.3.1. Диагностика технического состояния ГТУ
по термодинамическим параметрам

 

Диагностика по термогазодинамическим параметрам используется для решения следующих основных задач, возникающих при эксплуатации ГПА:

· оценка технического состояния узлов ГТУ, ГТУ в целом, а также центробежного нагнетателя (ЦБН);

· прогнозирование технического состояния ГПА в течение последующего межремонтного периода;

· технико-экономическое обоснование необходимости замены отдельных агрегатов ГПА или полной реконструкции ГПА.

Необходимо различать полную и частичную диагностику. Современное состояние измерительной техники и систем обработки информации позволяет в автоматизированном режиме измерять все необходимые для полной диагностики термодинамические параметры: давление (Р), температуру (Т) и расход (G) рабочего тела в сечениях при входе и выходе регенератора; компрессоров, камер сгорания турбин и теплообменников, расход топливного газа GТ; расход охлаждающего воздуха Gохл; частоты вращения роторов турбокомпрессора (n1) и блока «силовая турбина-нагнетатель» (n2).

Относительно новым является предложенный и реализованный нами подход, связанный с применением при диагностике теплофизических параметров в нефтегазовых технологиях концепции интеллектуальных измерительных приборов. В этих приборах, представляющих собой измерительно-вычислительные системы (ИВС), измерения параметра, например полного давления Р* или температуры Т* в малом контрольном объеме в пределах сечений между узлами используются для уточнения, идентификации модели течения, реализованной в виде компьютерной программы. В итоге, с использованием измеренных значений и вычисленных эпюр скоростей, давлений, температур и плотностей рабочего тела определяются интегральные характеристики, например расходы рабочего тела Gi в различных сечениях, а также осредненные температуры и давления.

Большинство ГПА, устанавливаемых в настоящее время на КС магистральных газопроводов, выполнены по простейшей термодинамической схеме и включают в себя:

ü входное устройство (ВУ);

ü осевой компрессор (ОК);



ü камеру сгорания (КС);

ü турбину высокого давления (ТВД);

ü силовую турбину низкого давления (ТНД);

ü выходной диффузор (ВД);

ü центробежный нагнетатель природного газа (ЦБН).

Принципиальная схема простейшей ГТУ с разрезным валом и обозначения характерных параметров термодинамического цикла приведены на рис 5.7. Схема цикла в T-S координатах изображена на рис. 5.8.

 
 

 


Рис. 5.7. Принципиальная схема простейшей ГТУ

 
 

 


4(1)
ТНД
 
ТВД
 

Рис. 5.8. Изображение термодинамического цикла простейшей ГТУ

в T-S диаграмме

 

Обычно применяемые методики термогазодинамической диагностики ГТУ на компрессорных станциях дают ответ на вопрос о техническом состоянии установки в целом, не диагностируя состояния отдельных узлов, что затрудняет принятие обоснованных решений по обслуживанию, ремонту или замене турбомашин, камер сгорания и теплообменных аппаратов. Более обоснованный, с технической и экономической точек зрения, подход к термодинамической диагностике связан с установлением технического состояния не только ГТУ в целом, но и технического состояния отдельных агрегатов.

Для осевого компрессора измеряемыми величинами являются:

ü температура, давление и влажность воздуха, забираемого из окружающей среды – Та, К; Ра, МПа;

ü давление воздуха при входе в лопаточный аппарат Р1;

ü расход воздуха через ОК – Gв, кг/с;

ü температура и давление воздуха при выходе из ОК – Т2, К; Р2, МПа;

ü частота вращения ротора компрессора n1, об/мин.

Одним из известных способов определения расхода Gв является использование обобщенной для данного ВУ тарировочной зависимости

.

Для оценки технического состояния ОК используются его паспортные характеристики, полученные на стенде завода-изготовителя, приведенная к стандартным условиям окружающей среды Раа0, Таа0. Эти характеристики могут быть уточнены путем специальных измерений на КС в начале эксплуатации ГТУ и служат эталоном сравнения при диагностике.

Паспортные характеристики ОК представляются в графической форме и апроксимируются для расчета зависимостями.

, (5.1)

, (5.2)

где – адиабатный КПД ОК по параметрам торможения; pко – степень сжатия в ОК

,

с – скорость в абсолютном движении; Ср – изобарная теплоемкость; к – показатель адиабаты;

; ;

Приведенный расход рабочего тела в ОК

. (5.3)

Приведенная частота вращения ротора

. (5.4)

В качестве характерных Gв и n1 могут приниматься величины текущего расчетного режима и осредненные по мощности Nкi, затрачиваемой на привод компрессора на различных режимах (i = 1,2,…n)

; (5.5)

. (5.6)

Аналогично для давлений и температур:

, , (5.7)

, , (5.8)

где – относительное время работы ОК на характерном режиме.

По измеренным или определенным расчетом величинам Gв; Р2*; Т2* вычисляются:

степень сжатия в ОК

;

 

адиабатическая работа сжатия

; кДж/кг (5.9)

действительные работа и мощность затрачиваемые на сжатие в ОК

, кДж/кг (5.10)

; кВт

КПД ОК по параметрам торможения

. (5.11)

Параметры pк*, lкад, lк, Nк и hк* могут вычисляться как осредненные по измеренным на различных режимах Gi, P2i*, Tai, T2i* (i=1,2,…n).

Паспортные значения и определяются из соотношений (5.1) и (5.2) по приведенным расходу Gпро (5.3) и частоте вращения n1про (5.4) при фактических режимных условиях (5.5) и (5.6).

Полные давления и температура за компрессором при исходном паспортном техническом состоянии ОК и вычисляются по найденным и :

, (5.12)

. (5.13)

Для характеристики технического состояния ОК по найденным параметрам вводим диагностические коэффициенты по КПД и степени сжатия

и (5.14)

. (5.15)

Вместо коэффициента может использоваться коэффициент технического состояния ОК по изменению политропного КПД – hпол к:

, (5.16)

где политропный КПД компрессора с ВУ

,

n – показатель адиабаты

; . (5.17)

Следует отметить, что диагностические параметры осевого компрессора кh или кh полк, а также кhк могут вычисляться как осредненные по мощности или работе на различных режимах I=1,2,…n. Это относится далее и к параметрам КС, ТВД, ТНД и ЦБН.

Оценка технического состояния камеры сгорания при полной диагностике может быть проведена по параметрам гидравлических потерь и полноты сгорания топлива.

Коэффициент технического состояния КГ по гидравлическим потерям определяется соотношениями:

, (5.18)

где – паспортный коэффициент потерь в КГ, найденный в изотермических условиях.

Фактически коэффициент потерь давления в КГ, приведенный к изотермическим условиям:

, (5.19)

где – фактический, измеренный или найденный расчетом по измеренным параметрам, коэффициент давления в КГ в эксплутационных условиях; – показатель адиабаты; l2 – приведенная скорость при входе в КГ

,

где – площадь сечения воздушного тракта перед КГ; – опытная константа, характеризующая геометрическую форму КГ ( ).

Коэффициент технического состояния КГ по полноте сгорания топлива характеризуется величиной:

, (5.20)

где hГ – коэффициент полноты сгорания топлива в эксплутационных условиях

, (5.21)

где L0 стехеометрическое количество воздуха в КС; – коэффициент избытка воздуха в КС; – расход топлива в КГ; – низшая теплотворная способность топлива;

энтальпия чистых продуктов сгорания

;

энтальпия воздуха

и ;

энтальпия топливного газа, подаваемого в КС

.

Паспортные значения коэффициента полноты сгорания топлива определяется по зависимости, аппроксимирующей паспортную характеристику КГ:

. (5.22)

При частичной диагностике из-за технических сложностей не измеряются температура и давление газа при выходе из КГ и . В этом случае по измеренным , , , найденным , , , , , , , , и оцениваемым коэффициентам технического состояния и последовательно вычисляются:

üкоэффициент полноты сгорания топлива в КГ;

üтемпература газа перед ТВД

; (5.23)

üкоэффициент потерь давления и коэффициент давления в камере сгорания:

,

;

üдавление газа перед ТВД:

.

Современный и перспективный уровень развития измерительных систем позволяет измерить температуру газа в различных сечениях по окружности при входе в сопловой аппарат (СА) турбины высокого давления. Неравномерность поля температур за КГ, перед СА, характеризуется коэффициентом

, (5.24)

где , , – максимальная, минимальная и средняя температуры в сечении перед СА.

В стендовых условиях или на начальном этапе эксплуатации, по результатам измерений, вычисляется паспортная неравномерность поля температур . Коэффициент технического состояния КГ по неравномерности температуры на выходе из КГ определяется соотношением

. (5.25)

Для полной термодинамической диагностики технического состояния турбины высокого давления (ТВД) измеренными или вычисленными по результатам измерений на различных режимах являются:

üдавление и температура при входе и выходе из ТВД: , , , ;

üрасход воздуха при входе в ОК и топлива ;

üрасход охлаждающего воздуха ;

üрасход газа, относимый на утечки;

üчастота вращения ротора турбокомпрессора ;

üмеханический КПД, учитывающий потери в подшипниках вала турбокомпрессора hмех 1.

Теплодинамические характеристики рабочего тела , , принимаются по справочным данным. Фактические параметры ТВД вычисляются по следующим зависимостям:

степень расширения газа в турбине

, (5.26)

располагаемый теплоперепад в турбине

, кДж/кг (5.27)

удельная работа газа в ТВД

, кДж/кг (5.28)

КПД турбины по параметрам торможения

, кДж/кг (5.29)

эффективный расход газа через ТВД

, кг/с (5.30)

мощность ТВД

. кВт (5.31)

Для контроля найденных параметров используется уравнение баланса мощности на валу турбокомпрессора:

или

(5.32)

где нижний индекс относится к параметрам ОК, а индекс относится к параметрам ТВД.

При отличии левой и правой частей, одна из величин ( , , и др.) определенная с наибольшей погрешностью, может уточняться из этого уравнения.

В геометрически подобных турбомашинах подобие режимов определяется равенством пяти параметров: чисел Прандтля (Pr), Рейнольдса (Re) и Маха (M), а также показателя адиабаты и степенью изменения давления . При постоянстве или несущественном влиянии Pr, Re, и , КПД и удельная работа зависит от двух параметров, и или и .

Для определения технического состояния ТВД необходимо воспользоваться паспортной характеристикой этой турбины, например, в виде

, (5.33)

(5.34)

или

. (5.35)

Коэффициенты технического состояния ТВД по КПД и мощности, с учетом величин, определенным по соотношениям (5.26)¸(5.31) и (5.33)¸(5.35):

, (5.36)

. (5.37)

Для диагностики технического состояния ТНД измеряются давление и температура перед ТНД и за ТНД, , , , , а также угловая скорость вращения ТНД - ЦБН n2 используются найденные ранее , считаются известными , , , , , .

Фактические параметры при режимных параметрах

и , (5.38)

. (5.39)

Где находятся по формулам:

располагаемый теплоотвод в турбине ТНД

, кДж/кг (5.40)

удельная работа газа в ТНД

, кДж/кг (5.41)

КПД ТНД по параметрам торможения

, кДж/кг (5.42)

мощность ТНД

. кВт (5.43)

Вычисленное значение мощности сравнивается с мощностью , затрачиваемой на привод ЦБН:

. (5.44)

Определение приведено ниже.

В случае существенного различия NТНД вычисленной по формулам (5.43) и (5.44) уточняется параметр, определенный с наибольшей погрешностью. Например, расход воздуха:

(5.45)

и все расчеты повторяются с новым уточненным значением расхода Gв.

Паспортные параметры ТНД ηТНД0, lТНД0, NТНД0 вычисляются по характеристикам ТНД, аналогичные по форме (5.33)¸(5.35), а коэффициенты технического состояния ТНД по формулам аналогичным (5.36), (5.37)

, (5.46)

. (5.47)

Для определения технического состояния центробежного нагнетателя природного газа используем коэффициенты

, (5.48)

, (5.49)

где паспортные приведенные характеристики представляют в виде

, (5.50)

, (5.51)

 

, (5.52)

,

,

. (5.53)

В качестве параметров приведения принимают, например, Zпр = 0,91; Rпр = 500 Дж/кг×оК.

Фактические параметры ЦБН определяются по измеренным давлениями и температурами до и после ЦБН Р, Т, Р, Т, а также при измеренном массовом или объемном расходе природного газа через ЦБН – GГ :

степень сжатия в ЦБН

; (5.54)

политропный КПД ЦБН

; (5.55)

мощность, затрачиваемая на привод ЦБН

, (5.56)

где – удельная работа сжатия в ЦБН равная изменению полной энтальпии, QГ, м3/с – объемный расход газа

GГ=QГρГ.

Коэффициенты технического состояния ЦБН вычисляют с использованием фактических и паспортных данных по формулам (5.48) и (5.49).

Для ГТУ рассмотренной схемы паспортные КПД и мощность определяются однопараметрической зависимостью от расхода топлива Gт:

, (5.57)

. (5.58)

Фактическая мощность Nе и КПД ГТУ ηе определяются по формулам

, (5.59)

. (5.60)

Коэффициент технического состояния ГТУ на режиме, характеризуемом подачей топлива Gт:

,

где ηе, ηео, Nе, Nео находятся по соотношениям (5.57)¸(5.60).

Таким образом, техническое состояние ГТУ характеризуется найденными коэффициентами КηгтуNгту. Техническое состояние осевого компрессора коэффициентами Кηк (или Кηполк) и КПк, камеры сгорания – коэффициентами Кξ, Кη, Кδ, турбины – коэффициентами Кηтвд, КNтвд, Кηтнд и КNтвд, и нагнетатели характеризуются коэффициентами Кηн, КПн. Предложенная автором методика термогазодинамической диагностики позволяет оценивать техническое состояние не только ГТУ в целом, но и техническое состояние отдельных агрегатов ГТУ, что позволяет принимать более обоснованные управленческие решения о ремонте или замене установки или отдельных ее узлов.





Рекомендуемые страницы:


Читайте также:



Последнее изменение этой страницы: 2016-04-10; Просмотров: 688; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2021 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.08 с.) Главная | Обратная связь