Устройство и эксплуатация газоперекачивающего агрегата с электропроводом

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

В процессе становления и развитии газовой промышленности в России сложилась уникальная газотранспортная система (ГТС), которая играет одну из основополагающих ролей в надежном и бесперебойном газоснабжении и газораспределении, обеспечивает энергетическую безопасность многих стран, что является фундаментом для устойчивого роста экономики, как самой России, так и стран импортеров российского природного газа.

Транспортировка газа от мест добычи до потребителя осуществляется по промысловым, магистральным и распределительным газопроводам. Протяженность только магистральных газопроводов ОАО “Газпром” составляет более 150 тыс. км. На компрессорных станциях этих газопроводов установлено более четырех тысяч газоперекачивающих агрегатов (ГПА) общей мощностью более чем 40 млн. кВт. ОАО «Газпром» имеет также 21 подземное хранилище газа с объемом более чем 110 млрд. м3 газа, 6 газоперерабатывающих заводов и 3400 газораспределительных станций.

Современная газотранспортная система России содержит парк ЭГПА, доля которых во всем парке газоперекачивающих агрегатов около 14 %. В электроприводе ГПА, как правило, используются синхронные двигатели большой мощности. Более 70 % парка ЭГПА имеет срок службы около 20 лет, а отдельные 30 - 40 лет. Практически все элементы ЭГПА (синхронные двигатели, возбудители, щиты) выработали свой ресурс. Характерной чертой для некоторых газопроводов является работа в режиме падающей газоподачи и газопотребления. Это приводит к изменению режимов и энергетических свойств ЭГПА, которое, в конечном счете, выражается в повышенном энергопотреблении.

Цель работы - дать описание и объединить общие знания по устройству и эксплуатации газоперекачивающего агрегата с электропроводом, как альтернативный вариант газотурбинным установкам, с рассмотрением их отличий, а также общих преимуществ и недостатков.

1. Понятие и классификация ГПА

Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) предназначены для использования на линейных компрессорных станциях магистральных газопроводов, дожимных компрессорных станциях и станциях подземных хранилищ газа, а также для обратной закачки газа в пласт при разработке газоконденсатных месторождений.

Газоперекачивающие агрегаты можно классифицировать по функциональному признаку, принципу действия и типу привода.

По функциональному признаку газоперекачивающие агрегаты разделяются для применения на:

- головных КС;

- линейных КС;

- дожимных КС;

- подземных хранилищ газа;

- специальных технологий (обратной закачки газа в пласт, газлифта, сбора и транспортировки попутного газа и др);

По принципу действия. Газоперекачивающие агрегаты с компрессорами:

- объемного действия (в основном поршневыми компрессорами);

- динамического действия (в основном с центробежными компрессорами).

Поршневые компрессоры (газомотокомпрессоры) используются при малых производительностях (до 1,5 м3/с) из-за предпочтительности по КПД или где требуется значительное изменение режима работы по давлению.

Центробежные компрессоры используются при высоких производительностях (от 1,5 м3/с и выше) и мощностях (4-25 МВт) из-за предпочтительности по КПД и малости габаритных размеров и масс ГПА.

По типу привода. Газоперекачивающие агрегаты, в которых используются:

- электродвигатели;

- газовые двигатели внутреннего сгорания;

- газотурбинные двигатели.

2. Особенности ГПА с электроприводом

Компрессорные станции с приводом от электродвигателей строились в основном на 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:

- высокая надежность, которая, в значительной степени зависит от внешних источников питания (энергосистем);

- высокие энергетические (КПД, коэффициент мощности) и регулировочные характеристки электропривода;

- минимальные затраты на капитальный ремонт;

- большой моторесурс узлов и деталей ГПА;

- простота автоматизации и управления;

- экологическая чистота;

- пожаробезопасностъ.

К недостаткам данного привода следует отнести прежде всего слабую приспособленность ГПА к переменным режимам работы газопровода из-за постоянной частоты вращения ротора электродвигателя, а также рост стоимости электроэнергии, который резко повышает эксплуатационные затраты и делает их в настоящий момент несоизмеримыми с затратами газотурбинных агрегатов. Большинство ЭГПА не имеют возможности регулирования скорости (нерегулируемые).

3. Технологическая схема компрессорных станций с центробежными нагнетателями

Компрессорные станции с центробежными нагнетателями достаточно разнообразны по своим технологическим схемам. Объясняется это, главным образом, широким перечнем типоразмеров ГПА, используемых на подобных станциях - здесь могут быть агрегаты с полнонапорными или неполнонапорными нагнетателями, с электродвигателями либо с газотурбинными установками различного исполнения.

В сочетании с различными вариантами дополнительных функций, возлагаемых на КС, перечисленное порождает достаточное число разновидностей технологических схем КС с центробежными нагнетателями. Однако в большинстве случаев эти схемы не имеют между собой существенных различий и сводятся, по сути, к одному типовому виду, приведённому на рисунке 1.

Рисунок 1. Технологическая схема КС с центробежным нагнетателем

Функционирование КС осуществляется следующим образом.

Газ от узла подключения станции к газопроводу УП поступает на вход КС через кран №7 и проходит на установку очистки газа УО, где очищается от механических примесей в пылеуловителях П. Затем основная часть очищенного газа направляется в компрессорный цех КЦ для компримирования.

После сжатия в компрессорном цехе газ подаётся на установку охлаждения УХ, состоящую из параллельно соединённых аппаратов воздушного охлаждения АВО, затем через кран №8 и узел подключения КС к газопроводу возвращается в магистраль.

Приведённая на рисунке 1 технологическая схема КС является самой общей. Она может дополняться различными элементами в зависимости от конкретных обстоятельств. К таковым, могут относится: вид используемых на КС нагнетателей, тип привода нагнетателей, принятое на станции количество ступеней очистки газа от механических примесей и т. д.

Из всего перечисленного на технологическую схему КС наибольшее влияние оказывает вид установленных на станции нагнетателей. Это влияние ограничивается преимущественно компрессорным цехом станции.

На типовой технологической схеме КС, приведённой на рисунке 1 использована единая нумерация основных технологических кранов КС, принятая в системе газовой промышленности России. Согласно данной нумерации все краны на площадке КС разбиты на две группы - обще станционные краны и краны обвязки нагнетателей.

К общестанционным кранам относятся краны узла подключения станции к магистральному газопроводу (№7, №17, №8, №18, №19, №20, №21) и краны большого или пускового контура компрессорной станции (№36 и №36р).

Краны №19 и №21 узла подключения КС к магистрали являются охранными (входной охранный и выходной охранный соответственно), нормальное положение их открытое. Данные краны предназначены для отключения от магистрали участка газопровода, непосредственно примыкающего к КС, в случае аварии на станции. В частности, при аварии на узле подключения КС. Кран №20 называется секущим, нормальное положение его при работающей станции - закрытое. При отключении всей КС кран №20 открывается (№7 и №8 закрываются), и газ движется по магистрали, минуя станцию. Краны №17 и №18 свечные. Они служат для сброса в атмосферу газа из всех трубопроводов КС при остановках станции и при продувках коммуникаций КС при заполнении их газом.

Краны №7 и №8, служащие для отключения КС от магистрали, имеют обводные линии с дросселями. Обводные линии выполняются диаметром, меньшим диаметра основного трубопровода с кранами №7 и №8, и служат для выравнивания давления по обе стороны основных кранов перед их открытием. Это облегчает открытие данных кранов и предотвращает гидравлический удар, который имел бы место при резком открытии запорной арматуры №7 и №8 с большим проходным сечением. Для сглаживания скачка давления и предотвращения гидроудара при открытии кранов на обводных линиях последние оснащаются дросселями, создающими потоку газа дополнительное гидросопротивление.

Следующие по ходу рассмотрения общестанционные краны №36 и №36р установлены на перемычке между входным и выходным газопроводами КС. Перемычка составляет элемент большого или пускового контура КС, который ещё называется «станционным кольцом»; с помощью перемычки можно часть газа перемещать с выхода станции на её вход.

Большой контур КС, включающий в себя краны №36 и №36р, предназначен для трёх целей:

для осуществления плавной загрузки и разгрузки ГПА при их пусках и остановках;

для регулирования режима работы КС методом перепуска;

для предотвращения у центробежных нагнетателей помпажа и вывода нагнетателей из режима помпажа.

3.1 Устройство газоперекачивающих агрегатов с электроприводом

В состав электроприводных ГПА входит следующее основное оборудование (рисунок 2):

- синхронный электродвигатель 1 мощностью от 4 до 25 МВт;

- редуктор 2 (мультипликатор) для ГПА мощностью от 4 до 12,5 МВт;

- нагнетатель 3 полнонапорный, характерен для мощностей 12,5-25 МВт, неполнонапорный применяется в составе агрегата мощностью 4-12,5 МВт.

Рисунок 2 Принципиальная компоновка ЭГПА с СТД-12500-2 в здании компрессорного цеха

1 - электродвигатель; 2 - редуктор; 3 - центробежный нагнетатель; 4 - обвязка ГПА (краны № 1, 2 и ОК); 5 - местный щит управления; 6 - АВО масла; 7, 8 - кран-балки; 9 - кабельный канал

Все это оборудование, как правило, устанавливается на двух рамах и связано между собой промвалами, передающими крутящий момент от электродвигателя. Кроме этого, в состав ГПА входят:

- системы контроля, управления и защиты;

- системы масло-смазки, масло-уплотнения;

- система электросилового питания.

Крановые обвязки центробежных нагнетателей имеют такое же исполнение, как и на газотурбинных ГПА, и это исполнение зависит от типа нагнетателя: неполнонапорного или полнонапорного. Полнонапорный нагнетатель может один обеспечить на компрессорную станцию необходимую степень сжатия газа (полный напор). Как правило, за редким исключением, электроприводные ГПА устанавливаются в компрессорных цехах. Электродвигатель 1 устанавливается в машинном зале, а редуктор 2 и нагнетатель 3 - в галерее нагнетателей. Количество устанавливаемых агрегатов в цехе зависит от их мощности, требуемой степени сжатия и производительности газопровода.

Для ГПА мощностью 4-4,5 МВт количество агрегатов обычно колеблется от 7 до 10. Для ГПА мощностью 12,5 МВт их количество составляет примерно 7-8 - для полнонапорных нагнетателей и 4 - для неполнонапорных. Агрегаты мощностью 25 МВт устанавливаются из расчета - три агрегата на одну нитку газопровода. Новый тип агрегатов мощностью 6,3 МВт начал применяться в последнее время на станциях подземного хранения газа, и количество агрегатов здесь определяется объемом закачки газа в хранилище. Основные технические характеристики ГПА с электроприводом приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Техническая характеристика ГПА с электроприводом

#G0Тип ГПА	Тип ЦБН	Мощ ность, кВт	Частота вращения ЦНБ об/мин	Степень сжатия,%	КПД двига- теля ЦБН	Ток статора, А	Напря жение питания, В
АЗ-4500-1500	280-11-1	4500	7980	1,25	95,6	520	6000
СДСЗ-4500-1550	280-11-1	4500	7980	1,25	95,5	500	6000
СТД-4000-2	280-11-6	4000	7980	1,25	97,5	438	10000
СТД-12500-2	370-18-2	12500	4800	1,23	97,8	820	10000
СТД-12500-2	370-18-1	12500	4800	1,35	97,8	820	10000
ЭГПА-6,3	НЦ-6,3В/7,6	6300	8300	1,45	97,4	500	10000
ЭГПА-25	650-21-2	25000	2700/3900	1,45	96,3	950	10000

Первые асинхронные электродвигатели типа АЗ-4500 в составе ГПА начали эксплуатироваться в середине пятидесятых годов и в настоящее время практически не применяются из-за более низкого КПД, чем у синхронных электродвигателей. Синхронные электродвигатели типа СТД-4000-2 и СТД-12500-2 аналогичны по конструкции и отличаются лишь мощностью.

3.2 Электрические двигатели для привода компрессоров

На КС для привода центробежных нагнетателей применяют асинхронные и синхронные электродвигатели мощностью от 4000 до 12 500 кВт.

Асинхронные двигатели по своей конструкции изготавливают с короткозамкнутым и фазовым роторами. Двигатели с коротко замкнутым ротором отличаются простотой конструкции ротора, что облегчает их изготовление и обеспечивает высокую надежность работы. Однако они имеют относительно небольшой пусковой момент. Двигатели с фазовым ротором (с контактными кольцами) имеют ротор с трехфазной обмоткой. При пуске в цепь обмотки ротора включают пусковой или регулировочный реостат, который выключается, когда частота вращения вала двигателя достигает номинального значения. В этот период концы обмотки ротора замыкаются накоротко и далее работа осуществляется как у двигателя с короткозамкнутым ротором.

Синхронный двигатель состоит из ротора с полюсами, несущими обмотку возбуждения, и статора с трехфазной обмоткой. Ток возбуждения подводится к полюсам ротора через щитки и контактные кольца от внешнего источника постоянного тока. Магнитная связь между ротором и полем статора служит синхронизирующей силой. Ротор синхронного двигателя имеет кроме полюсов, еще коротко замкнутую асинхронную обмотку, с помощью которой осуществляется пуск двигателя. Возбуждение полюсов ротора включается после того, как ротор разовьет полную асинхронную частоту вращения. Синхронные двигатели работают с коэффициентом мощности, равным единице. Пусковой ток асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором равен трех-шестикратному значению тока при номинальной нагрузке, а синхронного трех-четырехкратному значению.

Наибольшее применение для привода находят синхронные и асинхронные электродвигатели СТД-4000-2, СТД-12500-2 и АЗ-4500-1500.

4. Подготовка к пуску и пуск ГПА

Перед пуском ГПА должны быть выполнены все предпусковые условия, контроль которых включает анализ исходного положения всех механизмов ГПА.

Существует два варианта пуска ГПА - разгруженный и загруженный. При разгруженном пуске ротор нагнетателя начинает вращаться, когда в полости нагнетателя давление равно атмосферному, загрузка начинается после включения в приводном электродвигателе возбудительного устройства (при этом электродвигатель набирает синхронную частоту вращения). При загруженном пуске - пуске под давлением газа в полости нагнетателя - включению электродвигателя предшествует загрузка нагнетателя переключением кранов в его обвязке и заполнением полости нагнетателя газом.

Переключение кранов до включения электродвигателя с точки зрения управления - один из положительных моментов загруженного пуска, так как позволяет все наименее надежные операции (по управлению кранами) выполнять при неподвижном роторе нагнетателя. Поэтому при отмене пуска ГПА, 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 динамическими и термическими нагрузками, приводящими к выходу его из строя вследствие разрушения изоляции.

В соответствии с инструкцией по эксплуатации, электродвигатель допускает два пуска подряд из холодного состояния; третий пуск рекомендуется проводить не менее чем через 6 часов после остановки газоперекачивающего агрегата. Частые 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 медным приводом.

В эксплуатации основная масса газоперекачивающих агрегатов пускается с незагруженным контуром. Дело в том, что при загруженном пуске момент на валу нагнетателя выше, чем при разгруженном пуске. Может случиться так, что электромагнитный момент электродвигателя при скольжении = 0,05 (входной момент МВт), определяющий условия вхождения электродвигателя в нормальный режим работы, будет меньше момента на валу нагнетателя, и синхронный электродвигатель не может выйти на нормальный режим. Входной момент зависит от конструктивных особенностей электродвигателя и его системы возбуждения.

Этап запуска приводного электродвигателя начинается с его включения и разгона в асинхронном режиме до подсихронной скорости, после чего автоматически подается возбуждение и электродвигатель входит в нормальный режим. После этого происходит перестановка кранов на "гитаре" компрессорного цеха.

В случае если двигатель длительное время не работает, перед пуском необходимо проверить сопротивление изоляции статора, ротора и подшипников двигателя. 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 замене изоляции.

Увлажнение и некоторое снижение электрической прочности изоляции объясняется в основном тем, что вместе со слюдяными применяют также хлопчатобумажные волокнистые материалы. О степени влажности изоляции машин принято судить по сопротивлению изоляции относительно корпуса и между обмотками и по коэффициенту абсорбции (отношение сопротивлений изоляции, отсчитанных спустя 15 и 60 с после приведения в действие мегомметра). Коэффициент абсорбции должен быть не менее 1,3. Для измерения коэффициента абсорбции следует применять мегомметры на напряжение 2500 В.

При пониженном сопротивлении изоляции обмотки, последнюю следует тщательно очистить от грязи и пыли, протереть авиационным бензином, толуолом или четыреххлористым углеродом, являющимся хорошим и негорючим растворителем. После просушки изоляцию необходимо покрыть лаком.

Электродвигатели обычно сушат в неподвижном состоянии одним из следующих способов: индукционными токами в стали статора и ротора, воздуходувками - горячим воздухом, а также токами короткого замыкания. На компрессорных станциях электродвигатели сушат преимущественно токами короткого замыкания. При сушке двигателя ток статора составляет 140-160 А. Сушку изоляции ведут при температуре, близкой к максимально допустимой. Эта температура не должна превышать температуру в статорных обмотках, равную 80-85 °С. При сушке двигателя необходимо периодически измерять сопротивление изоляции обмоток и определять коэффициенты абсорбции для каждой обмотки в отдельности при заземленных других обмотках. Полученные при этих измерениях данные необходимо заносить в журнал сушки двигателя. Перед измерением сопротивления изоляции обмотку разряжают на землю не менее 2 мин, если незадолго до этого производилось измерение изоляции или испытание повышенным напряжением.

Так как при сушке током нормальная вентиляция отсутствует, необходимо особо следить за нагревом двигателя; если при достижении наивысшей температуры нельзя понизить напряжение на зажимах статора, следует периодически отключать напряжение, поддерживая необходимую температуру путем устройства перерывов в подаче тока в статор. Сушку двигателя необходимо прекратить, если сопротивление изоляции и коэффициенты абсорбции в конце сушки после подъема температуры остаются неизменными в течение 3-5 ч при неизменной температуре. С начала сушки при температуре 85 °С сопротивление изоляции обмоток двигателя постепенно снижается, а затем через 20-30 ч сопротивление изоляции начинает возрастать, температурная кривая повышается и к концу сушки стабилизируется на несколько часов, достигая 250-300 МОм, после чего сушка двигателя прекращается и считается законченной.

4.1 Обслуживание ЭГПА во время работы

Электроприводные газоперекачивающие агрегаты обладают высокой надежностью и значительно проще в эксплуатации, чем газотурбинные. Эффективность их работы определяется прежде всего надежностью энергосистемы в плане бесперебойного питания и уровнем квалификации обслуживающего персонала.

Контроль за состоянием агрегата и его обслуживание производятся в строгом соответствии с требованиями технической инструкции по обслуживанию ЭГПА, разработанной заводом-изготовителем, ведомственной инструкцией, разработанной для агрегатов данного типа, Правилами эксплуатации и техники безопасности электроустановок потребителей. В процессе эксплуатации персонал цеха должен обеспечивать квалифицированное обслуживание энергосилового оборудования. Среди контролируемых параметров на электродвигателе СТД-12500-2 необходимо не допускать эксплуатацию с нагрузкой выше номинальной мощности, поддерживать , близким или равным единице.

Напряжение возбуждения ротора при этом должно составлять 190-210 В. Ток возбуждения 200-210 А. Напряжение в сети при работе электродвигателя СТД-12500-2 необходимо поддерживать на уровне 10-10,5 кВ. При напряжении свыше 11 кВ эксплуатация ГПА запрещается.

При изменении напряжения в диапазоне 9,5-10,5 кВ допускаются следующие режимы работы ГПА:

Таблица 2 - Режимы работы ГПА

#G0Напряжение, кВ	11,0	10,5	10	9,5
Допустимая мощность, МВт	12,5	12,5	12,5	12,5
Ток статора, А	672	783	820	861
Допустимый - (не ниже)	0,985	0,945	0,9	0,87

При изменении температуры воздуха в цехе режимы работы ГПА допускаются в следующих пределах:

Таблица 3 - Режимы работы ГПА в зависимости от температуры воздуха

#G0Температура воздуха, °С	50	45	40	30
Допустимая модность при = 0,9+1,0, кВт - ( не ниже)	10,8	11,2	12,5	13,2

При этом необходимо также контролировать температуру обмоток и стали статора, которая не должна превышать 130°С. Величина этой температуры будет существенно зависеть от состояния фильтров воздушного охлаждения. По мере их засорения и роста перепада давлений температура будет увеличиваться. При достижении перепада на фильтрах более 40 мм водяного столба, независимо от значения температуры, фильтры на электродвигателе заменяются и восстановлению не подлежат.

На надежность электроприводного ГПА значительное влияние оказывает система возбуждения, которая имеет более низкую надежность, чем сам электродвигатель. Для агрегатов СТД-12500-2 на надежность сказывается и работа электрощеток системы возбуждения, имеющей малый ресурс работы ~3000 ч.

В случае потери возбуждения электродвигатель 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 системы возбуждения, не допускать биения ротора и искрения щеток, а также следить за их износом. При достижении износа электрощеток 50%, должна производится их замена.

При эксплуатации электроприводных ГПА, так же как и на газотурбинных, возможно создание условий для возникновения помпажа, поэтому эксплуатационный персонал обязан обеспечивать такие режимы работы ЭГПА, при которых это явление бы не наблюдалось. В отличие от газотурбинных ГПА защита от помпажа на электроприводных агрегатах обеспечивается системой типа УЗ П-02. Эта система контролирует частоту колебаний тока статора приводного электродвигателя в пределах от 0,2 до 5 Гц. При возникновении в нагнетателе предпомпажной или помпажной ситуации изменяется нагрузка на приводной электродвигатель, то есть меняется значение тока статора. При больших возмущениях происходит аварийная остановка ГПА.

В процессе эксплуатации необходимо контролировать уровень вибрации электродвигателя. Кроме известных источников возникновения вибрации, существует еще и вибрация, которая возникает от ассиметрии - неравномерности магнитного поля. Контроль за этой вибрацией и ее устранение обеспечивается на этапе пусконаладки 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 ротора электродвигателя оказывают зазоры опорных подшипников. При их увеличении происходит увеличение зазоров в лабиринтах уплотнений подшипников, что приводит к попаданию паров масла на обмотку статора. Наличие масла на поверхности обмоток может привести к снижению изолирующих свойств обмоток и вызвать их разрушение. Поэтому в эксплуатации необходимо обеспечивать надежную работу этих уплотнений путем правильной сборки и настройки системы, наддува этих уплотнений воздухом, отбираемым из зоны высокого давления системы охлаждения двигателя.

В отличие от газотурбинных ГПА конструкция подшипников электродвигателя предусматривает наличие изолирующих прокладок. Их необходимость обусловлена возникновением электродвижущих сил, которые могут 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 отношению к изоляции стула подшипника. Состояние изоляционных прокладок при ревизии определяют внешним осмотром, а также измерением сопротивления, которое должно быть у синхронных двигателей не менее 0,5 МОм.

Наличие на рабочих поверхностях вкладыша и цапфы вала матовых точкообразных пятен говорит о том, что значение сопротивления было ниже допустимого, то есть необходимо более тщательно проверить изоляцию.

5. Технические решения современных ЭГПА

Зарубежные и отечественные производители в настоящее время освоили производство высокотехнологичных ЭГПА с использованием двух компоновочных схем: с использованием выносного компрессора и электропривода в виде автономного агрегата; с использованием капсулированной компоновки, при которой ЭГПА создается в виде герметичного мехатронного комплекса, в корпусе которого размещен электропривод с магнитным подвесом и турбокомпрессора с сухими газовыми уплотнениями.

Последний вариант компоновки является безальтернативным для агрегатов подводных компрессорных станций морских газопроводов. Разработкой технических решений направленных на повышение эффективности и надежности подводных ЭГПА с использование новейших достижений машиностроения, силовой электроники, энергетики и микропроцессорной техники занимаются ученые и сотрудники кафедры Электротехники, электроэнергетики, электромеханики Национального минерально-сырьевого университета «Горный». Данные разработки проводятся в рамках федеральной целевой программой «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 по теме «Энергоэффективность и энергосбережение объектов магистрального газопровода».

Основными концепциями ЭГПА зарубежного производства являются HOFIM (high speed-oil free compression system -высокоскоростной безмаслинный компрессионный агрегат) -представлен на рисунке 3 а, б и MOPICO (motor pipeline compressor -газоперекачивающий компрессор с электродвигателем) представлен на рисунке 3 в. ЭГПА этих конструкций предназначены для транспортировки природного газа с различными включениями (воды, газового конденсата, нефти и др.). В корпусе агрегата расположен высокоскоростной электродвигатель и компрессоры, которые имеют единый вал. Таким образом, привод и рабочий орган сочленены без редукторов и муфтовых соединений. Вал агрегата опирается на магнитные подшипники.

В агрегате конструкции HOFIM патрубки трубопроводов подводят и отводят транспортируемый природный газ в радиальном направлении от компрессоров. Отличительной особенностью HOFIM является то, что один электродвигатель может являться движителем одного (рисунок 3 б) или двух компрессоров (рисунок 3 а), при этом они расположены по обе стороны от электропривода.

а)

б)

в)

Рисунок 3 Электроприводные газоперекачивающие агрегаты

6. Надежность и диагностика ЭГПА

газоперекачивающий агрегат компрессорный нагнетатель

Одним из наиболее важных факторов любого современного производства является организация безопасного функционирования промышленных объектов и оборудования данного производства. Это возможно только при создании эффективно функционирующей системы управления промышленной безопасности. В основе такой системы лежат положения Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 №116-ФЗ. ОАО «Газпром» является крупнейшим в стране «опасным производственным объектом». Широчайшая номенклатура технологического и вспомогательного оборудования, тысячи километров магистральных и технологических трубопроводов - это те составные части, безопасное функционирование которых ведет к безопасному функционированию всего производства.

Средний возраст энергетического оборудования, эксплуатируемого на компрессорных станциях ОАО «Газпром», превышает 20 лет. В связи с этим, решение вопроса повышения надежности функционирования объектов транспорта газа является актуальной задачей.

Для решения этой задачи, а также во избежание возникновения аварийной ситуации на компрессорных станциях важно определять техническое состояние энергетического оборудования. Ключевым звеном любой КС является газоперекачивающий агрегат, в котором широко применяется электропривод переменного тока с синхронным высоковольтным двигателем. На отдельных газотранспортных предприятиях их доля составляет более 40 %, а на отдельных компрессорных станциях из шести цехов на пяти стоят электрические машины. Это обусловлено высокой надежностью используемых электродвигателей, высоким КПД, а также хорошей контроле- и ремонтопригодностью.

В настоящее время работы по диагностике электроприводного газоперекачивающего агрегата (ЭГПА) ведутся с применением основных и дополнительных способов диагностики.

К основным способам диагностики (выполнение которых обязательно в любом случае) относятся:

? измерение сопротивления изоляции обмоток статора и ротора и изоляции подшипника, измерение сопротивления обмоток статора и ротора постоянному току;

? визуальный и эндоскопический осмотр;

? измерение частичных разрядов при по-фазной подаче напряжения от постороннего источника.

К дополнительными способам диагностики (проведение которых обязательно только при наличии сведений о соответствующих дефектах) относятся:

? оценка вибрационного состояния электродвигателя;

? анализ опыта эксплуатации, ремонтов и результатов испытаний электродвигателя по записям в ремонтном журнале;

? оценка теплового состояния электродвигателя по данным штатного термоконтроля;

? оценка состояния изоляции листов активной стали и выявление участков с повышенными местными потерями с помощью электромагнитного метода контроля (ЭМК).

Получаемой информации недостаточно, поскольку данные способы диагностики не дают полного представления о техническом и энергетическом состоянии газоперекачивающего агрегата, поэтому целесообразно создать стационарную систему комплексного диагностического обследования ЭГПА, а также разработать методики и комплекс мероприятий по проведению данного типа работ.

Комплексная система диагностирования ЭГПА состоит из следующих частей:

* математическая модель синхронного двигателя;

* математическая модель редуктора;

* математическая модель нагнетателя;

* математическая модель трубопроводной обвязки нагнетателя ГПА;

* объединение математических моделей элементов в одну математическую модель ЭГПА с учетом упругих связей.

При создании таких моделей необходимо определять совместное влияние механических и электрических переменных друг на друга и их влияние на техническое состояние агрегата.

Каждый из перечисленных механизмов в процессе работы оказывает влияние на другие. В одном случае это чисто механические воздействия, в другом - помимо механических присутствуют электромагнитные воздействия.

Принимая, что каждый элемент (двигатель, редуктор, нагнетатель, ТПО) уникален и его параметры меняются в процессе работы, эксплуатации и технического обслуживания, для повышения достоверности информации о техническом состоянии каждого элемента и системы в целом необходимо в реальном масштабе времени определять протекание процессов в каждом элементе, а также их совместное влияние. Описание процессов, протекающих в предлагаемых элементах, сложно и зачастую не всегда возможно, следовательно, для решения поставленных задач целесообразно использовать комбинацию методов эконометрического анализа и методов математического описания рассматриваемых процессов.

На данном этапе целесообразно вести создание каждой из составных частей системы в отдельности, однако оценивая их совместное влияние.

По каждой части составляется техническое задание на разработку системы, разрабатывается комплекс мероприятий по организации работ, методическое и программное обеспечение.

7. Современный автоматизированный электропривод ГПА. Проблемы и пути их решения

Центробежные нагнетатели большой производительности, используемые для компремирования газа, обусловили применение высоковольтных электроприводов с мощностью 2,5 - 60 МВт. В этом диапазоне для электропитания двигателя и широко диапазонного регулирования частоты вращения используют высоковольтные преобразователи частоты.

Важнейшим фактором при эксплуатации ЭГПА большой мощности является проблема электромагнитной совместимости, которая заключается в генерировании преобразователя частоты высших гармоник тока и напряжения и снижении качества электрической энергии. Российским стандартом, устанавливающим показатели и нормы КЭЭ, является ГОСТ 13109-97.

Уровень электромагнитной совместимости электропривода с сетью электроснабжения и электродвигателем зависит от топологии схемы, типа силовых полупроводниковых ключей и алгоритма управления ими.

Наилучшие энергетические показатели электропривода большой мощности достигаются при использовании высоковольтного преобразователя, состоящего из активного выпрямителя и автономного инвертора с функцией ШИМ.

Автономный инвертор представляет собой блок силовых полупроводниковых ключей. Схемы современных высоковольтных автономных инверторов могут быть сведены к следующим принципиальным решениям: по мостовой схеме на SCR-тиристорах с искусственной коммутацией; на полностью управляемых тиристорах (GTO, SGCT); с тремя уровнями напряжения (3-level); с четырьмя уровнями напряжения (4-level); с многоуровневым (Multi-level) напряжением.

Для управления частотой вращения электродвигателя ЭГПА наиболее эффективным, с точки зрения качества регулирования, являются векторные алгоритмы. Применение ШИМ обеспечивает форму инвертируемых токов и напряжений, близкую к синусоидальной.

Применение многоуровневых схем и модуляционных методов управления ключами автономного инвертора позволяет эффективно решать задачу

электромагнитной совместимости высоковольтного преобразователя частоты и электродвигателя, которая является важнейшим критерием при оценке эффективности преобразователя и возможности его сопряжения с двигателем.

Активный выпрямитель представляет собой обращенный инвертор. Для управления ключами наиболее эффективными являются векторные и табличные алгоритмы.

Использование активного выпрямителя позволяет эффективно решать проблему электромагнитной совместимости электропривода большой мощности с сетью электроснабжения. Активный выпрямитель потребляет из сети практически активный ток с низким содержанием гармонических составляющих. Таким образом, обеспечивается коэффициент мощности сети на уровне единицы.

8. Экономическая эффективность ЭГПА

Для оценки эффективности применения ЭГПА используется несколько методик. В их числе методика, разработанная в Московском энергетическом институте и утвержденная Министерством топлива и энергетики России и АО «ВНИИЭ». Она заключается в анализе статистических данных прототипа и основана на расчете годового дохода от внедрения ЭГПА.

В результате расчетов по данной методике применение частотно-регулируемого электропривода ГПА на КС «Карталы» ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» обеспечивает: снижение потребления электроэнергии, по сравнению с использованием нерегулируемых ЭГПА более, чем на 20 %, что значительно снижает нагрузку на питающие сети; снижение годовых эксплуатационных затрат в 1,5-2,0 раза, по сравнению с ГТУ типа ГПА-Ц-6,3; повышение надежности и долговечности работы КС, а также уровня автоматизации всей КС.

Наиболее перспективным, с точки зрения энергоэффективности, является вентильный электродвигатель с постоянными магнитами. Основные достоинства ЭГПА на основе вентильного электродвигателя:

- сохранение высокого значения КПД в широком диапазоне регулирования частоты вращения из-за отсутствия потерь в системе возбуждения;

- повышенная пожаро- и взрывобезопасность;

- высокая надежность;

- большой моторесурс.

Высокооборотный вентильный электродвигатель позволяет исключить повышающий редуктор. Использование безредукторного ЭГПА повышает экономию электроэнергии за счет более высокого КПД и уменьшает эксплуатационные затраты. Суммарный КПД безредукторного высокооборотного ЭГПА около 0,94, против 0,85 у ГПА с асинхронным либо синхронным двигателем и зубчатой передачей.

9. Расчетная часть

Определить запас устойчивой работы нагнетателя ГПА-Ц-6,3/56М-1,45, имеющего следующие параметры рабочего режима:

давление газа на входе нагнетателя = 3,9 МПа,

давление газа на выходе нагнетателя = 5,3 МПа,

температура газа на входе = 16 °С,

частота вращения нагнетателя = 8100 об/мин,

производительность нагнетателя = 475 тыс.н·м/ч,

плотность газа = 0,676 кг/м.

Относительная плотность газа по воздуху

. (1)

Газовая постоянная

R== 52,2 кг · м/кг · K 512 Дж/кг · K. (2)

Коэффициент сжимаемости газа по параметрам входа определяется по соотношению:

, (3)

где - соотношение температур газа на входе и критической

;

- соотношение давлений газа на входе и критического

;

- критическая температура (= 190,1 К);

- критическое давление (= 4,73 МПа).

Плотность газа на входе

= 10· 3,9/0,93 · 289,2 · 52,2 = 28,32 кг/м.

Объемная производительность нагнетателя

= 475 · 0,676/0,06/28,32 = 189 м/ мин.

Приведенная объемная производительность

= 189 · 8200/8100= 191,3 м/мин.

Запас устойчивой работы нагнетателя

· 100% = (191,3 - 135)/135 · 100% = 41,7%,

где = 135 м/мин определяется по характеристике нагнетателя.

Эксплуатационный персонал должен по показаниям штатных приборов периодически контролировать положение рабочей точки на характеристике нагнетателя и не допускать ее приближения к опасной зоне, для чего при работе на частичных режимах необходимо повышать частоту вращения нагнетателя либо уменьшать напор и расход параллельно работающей группы нагнетателей. При возникновении помпажа необходимо открыть перепускной кран, соединяющий линию нагнетания с всасывающей, при этом расход газа через нагнетатель увеличится, а степень сжатия снизится, рабочая точка нагнетателя переместится вправо от границы помпажа (рисунок 4).

Рисунок 4 Принципиальная характеристика нагнетателя с линиями ограничения по помпажу

- объёмный расход газа; - относительный политропный напор;

1 - нормальный режим работы нагнетателя;

1' - режим работы нагнетателя после открытия перепускного крана;

1'' - режим полного открытия перепускного крана;

1''' - режим работы нагнетателя с малыми возмущениями.

I - линия контроля помпажа;

II - линия ограничения больших возмущений;

III - линия границы помпажа;

IV - линия ограничения числа хлопков

Заключение

В ходе выполнения данной работы, я рассмотрел эксплуатацию газоперекачивающего агрегата с электроприводом. В целом работа над данным курсовым проектом позволила мне расширить знания в области устройства ГПА и их особенностей; позволила получить дополнительные знания в части подготовки к пуску и техническому обслуживанию агрегата во время работы. Был рассмотрены современные типы газоперекачивающих агрегатов, вопросы их надежности и диагностики, а также экономическая эффективность ГПА.

В расчетной части я описал анализ энергосберегающего алгоритма работы газоперекачивающего агрегата с электроприводом, с использованием графиков динамик работы электропривода.

Считаю, что материалы данной работы могут быть использованы при теоретической подготовки к экзаменам, в качестве учебного пособия, а также при решении соответствующих практических задач.

Список литературы

Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов.-- М.: Нефть и газ, 1999,-- 463 с.

Концепция применения электропривода в газоперекачивающих агрегатах на объектах ОАО «Газпром». - Нижний Новгород: ОАО «Газпром», ОАО «Гипрогазцент», 2003.

Лазарев Г.Б. Частотно-регулируемый электропривод насосных и вентиляторных установок / Г.Б. Лазарев // Силовая электроника. - 2007. - №3.

Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г.

№1715-р // Проекты - Энергетическая стратегия России. Москва: Институт энергетической стратегии, 2009. URL: http://www.energystrategy.ru/projects/es-2030.htm

Пужайло А.Ф. Энергоснабжение и автоматизация энергооборудования компрессорных станций. Т. 2. // Под ред. О.В. Крюкова. Н-Новгород: Вектор ТиС, 2011. 664 с.

Костенко Д.А., Парафейник В.П., Смирнов А.В. Вопросы реконструкции компрессорных станций Украины // Компрессорное и энергетическое машиностроение. 2009. № 4 (18).

Курнышев Б.С., Захаров П.А. Инвариантное описание процессов в асинхронном электроприводе // Электрооборудование промышленных установок. -Н.Новгород: НГТУ, 1995.

Захаров П.А., Захаров М.А. Направления повышения надежности и эффективности функционирования газоперекачивающих компрессорных станций как единого объекта // Состояние и перспективы развития электротехнологии: Тез. докл. междунар. науч.-техн. конф., 18-20 октября 2006 / Иван. гос. энерг. ун-т. - Иваново, 2006.

Электротехнические установки и комплексы в нефтегазовой промышленности Б.Г. Меньшов, М.С. Ершов, А.Д.Яризов М. Недра, Москва 2000

Электропривод и автоматизация общепромышленных механизмов Учебник для вузов. - М.: Энергия, 1980. 360 с.

Размещено на Allbest.ru