Монтаж ГПА-25 на КС "Ямбургская"

Дано:

т - масса груза, 40 т;

g - ускорение свободного падения, 9,81 м/с²;

R - расчетное сопротивление материала траверсы, 550 Мпа;

k - коэффициент условий работы, 0,85.

1. Определяем нагрузку (Р), действующую на траверсу, по формуле:

, (3.18)



где G - вес поднимаемого груза;

т - масса самого тяжелого поднимаемого груза, т;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

п - коэффициент перегрузки (п =1,1);

- коэффициент динамичности ( = 1,1).

2. Рассчитываем максимальный изгибающий момент М_тах, возникающий в центральном сечении траверсы, по формуле:

, (3.19)

где а - расстояние между точками подвеса груза, м.

3. Вычисляем требуемый момент сопротивления сечения траверсы по формуле:

4.

(3.20)

где k - коэффициент условий работы;

R - расчетное сопротивление материала траверсы, Мпа.

5. Выбираем профиль сечения балки - двутавр.

6. По полученному значению требуемого момента сопротивления выбираем профиль сечения с моментом сопротивления, W_x соблюдая при этом условие:

Выбираем по [5] по (табл. П. 2.3) двутавр №70Б1 с моментом сопротивления 3645 см³.

Вывод: Определили, что при работе двутавровой балки на изгиб устойчивость не нарушается.

3.4 Расчет режима работы КС с центробежными нагнетателями

Цель работы: Рассчитать режим работы компрессорного цеха.

Дано: температура Т=298К, давление на входе Рвх=5,2 МПа, номинальная частота вращения ротора nн=4200 об/мин, фактическая частота вращения ротора n=3700 об/мин, относительная плотность газа ?в=0,6, агрегат ГПА-25

Газовая постоянная R'=R/?в = 286,8/0,6=478 Дж/(кг•К); R=268,8 - газовая постоянная воздуха; ?в-относительная плотность газа по воздуху.

1. Коэффициент сжимаемости природного газа от приведенных давления и температуры z = 0,92.

2. Плотность газа при температуре 20° С и давлении 0,1013 МПа:

сн= ?в•1,205=0,6•1,205=0,723 (3.21)

3. Плотность газа при всасывании:

с= Pвх/(ZRT)=5,2 •10⁶/(0,92•478•298)=39,6 кг/м³ (3.22)

Pвх - абсолютное давление на входе;

Т - температура на входе в К.

4. Коммерческая подача группы нагнетателей:

5.

33,3 млн м³/сут (3.23)

Q_{k kc} - коммерческая подача КС;

m - число параллельно работающих групп.

6. Объемная подача нагнетателя первой ступени:

(3.24)

7. Приведенная объемная подача нагнетателя:

(3.25)

n_н - номинальная частота вращения ротора.

8. Приведенная частота вращения:

(3.26)

9. Находим по графикам степень сжатия ?, приведенную относительную

10. мощность и КПД политропический з_пол:

?=1,44;

з_пол=0,86;

=695 КВт/кг•м³

11. Внутренняя мощность потребляемая нагнетателем:

12.

(3.27)

13. Мощность на муфте привода:

N=N_i+N_мех=15261,7+250=15511,7 КВт (3.28)



N_мех - механические потери для газотурбинного привода 250 КВт.

14. Давление на выходе из нагнетателя:

Р_вых=Р_вх =5,2=7,5 МПа. (3.29)

15. Температура на выходе из нагнетателя:

= 56,4°С (3.30)

Вывод: Допустимая температура меньше 60°С, а допустимое давление (7,5МПа) не больше допустимого рабочего давления в газопроводе.



4. Техническое обслуживание и ремонт газоперекачивающего агрегата ГПА-25

4.1 Обслуживание агрегата и систем КС в процессе работы

Обслуживание ГПА в процессе пуска, остановки и работы осуществляет оперативный дежурный персонал, которым руководит сменный инженер (диспетчер). Процесс эксплуатации ГПА не существует самостоятельно. Эксплуатация компрессорного цеха осуществляется как единый технологический комплекс, взаимосвязанный с линейной частью газопровода и работой соседних КС. Поэтому количество работающих ГПА и режим их работы определяется центральной диспетчерской службой (ЦДС) предприятия. В соответствии с ее заданием оперативный персонал обязан обеспечивать оптимальный режим перекачки газа через компрессорную станцию.

Контроль за состоянием основного и вспомогательного оборудования сводится к периодической регистрации эксплуатационных параметров, анализу причин их изменения и отклонения от нормальных величин и предупреждению аварийных режимов работы. Любые отклонения параметров работы от установленных инструкциями по эксплуатации ГПА должны немедленно 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 регулярно с периодичностью 1-2 ч с записью этих параметров в суточных ведомостях 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.

Условно, контроль за состоянием ГПА в процессе работы можно ьразделить на 3 составляющих:

- обеспечение технологического режима КС;

- обслуживание ГПА;

- контроль за состоянием вспомогательного оборудования и систем.

Технологический режим КС в соответствии с плановым заданием ЦДС необходимо обеспечивать минимальным количеством работающих ГПА при их максимальной загрузке. Для поддержания требуемого давления и расхода компримируемого газа центробежные нагнетатели на КС включают по различным схемам соединения: последовательная или параллельная в зависимости от типа нагнетателя (полнонапорный или неполнонапорный).

Последовательная работа двух, трех центробежных нагнетателей используется для поддержания требуемого давления газа на участке газопровода КС. Параллельная работа ГПА обеспечивает повышение производительности КС при сохранении требуемого давления газа в газопроводе. При работе ГПА, а также при пуске дополнительных ГПА или изменении схемы их работы необходимо следить за тем, чтобы давление газа после нагнетателя не превышало проектно-разрешенного, что достигается путем регулирования частоты вращения роторов. В процессе эксплуатации необходимо контролировать объемные расходы газа через центробежные нагнетатели и предупреждать возможность работы их в зонах с пониженным объемным расходом и повышенной степенью сжатия, т.е. в зоне помпажа.

Для обеспечения технологического режима очень важно контролировать параметры технологического газа в процессе его движения как по газопроводу, так и при прохождении его в трубных обвязках и оборудовании КС. К этим параметрам относятся давление или перепад давлений и температура технологического газа. Контроль этот необходимо вести с целью предупреждения условий возникновения дополнительных гидравлических потерь и гидратообразования. Контроль сводится к замеру перепада давления и его изменению во времени на участках газопроводов, установках очистки и охлаждения газа и на защитных решетках ГПА. Для уменьшения перепада давлений необходимо производить периодическую продувку установок очистки газа, очистку поршнем газопровода, своевременную заливку метанола, поддерживать температуру газа путем включения необходимого числа аппаратов охлаждения и не допускать ее чрезмерного превышения или снижения при изменениях температуры окружающей среды.

Наибольший объем работ при эксплуатации КС приходится на обслуживание ГПА. Обслуживание ГПА в основном сводится к контролю за соблюдением параметров в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей. Среди основных контрольных параметров необходимо выделить следующие:

- поддержание рабочих температур продуктов сгорания по тракту ГТУ, не допуская превышения установленных величин. Замер производится термопарами, установленными перед турбиной высокого давления (ТВД) или за силовой турбиной (СТ);

- не допускать превышения мощности ГПА выше допустимой и особенно при отрицательных температурах наружного воздуха;

- обеспечивать работу ГПА только в зонах разрешенных частот вращения роторов;

- контроль за давлением, температурой и качеством масла в смазочных системах, регулирования и уплотнения. Обеспечение температурного режима работы подшипников, перепада давления в масляных фильтрах, контроль за состоянием осевых сдвигов роторов;

- определение величины и изменения удельного расхода масла в маслосистеме, контроль за уровнем масла в маслобаках и своевременная их дозаправка. Контроль за перепадом масло-газ и отсутствием загазованности в маслобаке;

- контроль величины уровня вибрации ГПА и трубных обвязок в пределах агрегата, который производится штатной системой виброзащиты и переносными приборами.



4.2 Техническое обслуживание газоперекачивающего агрегата ГПА-25

ТО газоперекачивающего агрегата ГПА-25 с авиационным газотурбинным приводом включает следующие виды работ:

- осмотр маслоблоков и пусковых насосов, воздухоочистительного устройства и камеры всасывания;

- промывку масляных фильтров;

- проверку герметичности маслоохладителя, креплений болтовых соединений;

- осмотр контрольно-измерительных приборов, замену поврежденных;

- осмотр диафрагмы двигателя и ее крепления, арматуры маслосистем и газовых коммуникаций;

- проверку исправности систем пожаротушения;

- регламентированную вибродиагностику технического состояния.

ТР газоперекачивающего агрегата ГПА-25 с авиационным газотурбинным приводом включает следующие виды работ:

- работы, предусмотренные ТО;

- осмотр выхлопной шахты, смесительной камеры, диффузора, улитки:

- проверку состояния шестерен подшипников главного насоса смазки,

ревизию упорного подшипника, опорных подшипников, лабиринтных и торцовых уплотнений, торсионного вала;

- проверку плотности прилегания байпасного клапана к уплотнительной прокладке;

- осмотр ручного механизма привода поворота лопаток жалюзи;

- проверку и корректировку центровки двигателя с нагнетателем;

- осмотр крыльчатки вентиляторов аппаратов воздушного охлаждения масла;

- осмотр первой ступени проточной части нагнетателя с помощью оптических приборов через отверстия, предусмотренные в крышке;

- съем диагностической информации перед остановкой и после пуска агрегата.

СР газоперекачивающего агрегата ГПА-25 с авиационным газотурбинным приводом включает следующие виды работ:

- выполнение работы, предусмотренные ТР;

- ремонт изношенных элементов опорных и упорных подшипников;

- ревизию системы подогрева циклового воздуха, перепускного клапана, регулятора перепада РПД-2М, маслоотводчика, дросселя маслоохладителя, регулятора температуры РТП, клапанов постоянного давления;

- осмотр рукавов РВД и металлорукавов;

- проверку биения зубчатых обойм торсионного вала, съем диагностической информации перед остановкой и после пуска агрегата.

КР газоперекачивающего агрегата ГПА-25 с авиационным газотурбинным приводом включает следующие виды работ:

- работы, предусмотренные СР;

- ревизию и ремонт пусковых насосов и основного насоса смазки;

- вскрытие нагнетателя и проверку корпусных элементов при снятом роторе;

- замену лабиринтных уплотнений;

- ревизию и ремонт ротора диффузоров и обратного направляющего аппарата;

- замену опорных и упорных подшипников;

- промывку оребренных поверхностей корпусов;

- проверку зазоров в зубчатом соединении торсионного вала;

- чистку маслобаков, трубных пучков маслоохладителей;

- ревизию и регулировку пружинных опор маслопроводов;

- ремонт обшивки блоков, замену уплотнителей на панелях и дверях контейнера;

- ревизию шумоглушителя забора воздуха силовой турбины;

- съем диагностической информации перед остановкой и после пуска агрегата.

4.3 Очистка осевого компрессора в процессе эксплуатации

Как отмечалось выше, воздухозаборная камера ГТУ не может обеспечить полностью очистку циклового воздуха, и это приводит к тому, что на лопатках осевого компрессора образуются отложения. Эти отложения ухудшают характеристики компрессора: уменьшается давление за осевом компрессором, увеличивается потребляемая мощность, падает КПД, граница помпажа компрессора смещается в сторону его рабочей зоны.

Процесс загрязнения не характеризуется линейной зависимостью от времени и при определенной наработке, в интервале 2-3 тыс. ч, наблюдается стабилизация характеристик осевого компрессора. Отложения на лопатках осевого компрессора вдоль его оси постепенно уменьшаются, то есть последние ступени компрессора загрязняются меньше. Отложения загрязнений больше наблюдаются на выпуклой стороне лопатки. Повышение влажности воздуха на всосе также способствует увеличению образования отложений на лопатках.

Загрязнение проточной части осевого компрессора может привести к уменьшению расхода воздуха до 6% и КПД осевого компрессора на 2-3%, что вызывает снижение полезной мощности ГТУ до 10% и КПД до 2-5%.

Загрязнение лопаточного аппарата в процессе работы ГТУ эксплуатационный персонал определяет по снижению давления за компрессором, что вызывает необходимость для поддержания мощности повышать температуру перед ТВД, а при невозможности поднять температуру снижать обороты ТВД и ТНД.

Для поддержания параметров ГПА в соответствие с ТУ необходимо периодически проводить очистку проточной части осевого компрессора.

Периодичность очистки зависит от многих факторов, основными среди них являются:

- степень загрязнения и запыленности окружающей среды, где эксплуатируется агрегат;

- эффективность очистки воздуха в ВЗК;

- индивидуальные особенности ГПА (диаметр осевого компрессора, углы атаки осевого компрессора, частота вращения);

- качество работы масляных уплотнений переднего подшипника;

- наличие неплотностей в воздухозаборной камере и в том числе работа ГТУ с открытым байпасным клапаном.

Наилучшие результаты очистки достигаются при разборке проточной части ГПА и промывке каждой лопатки. Однако такой способ очистки является дорогостоящим и применяется только при проведение ППР ГТУ. На практике применяется очистка осевого компрессора на режиме «прокрутки» от пусковой турбины. Эффективная очистка - это регулярная очистка осевого компрессора через каждые 300-400 ч в летнее время и около 1000 ч - в зимнее.

В эксплуатации применяют в основном два способа очистки компрессоров:

- очистка с помощью твердых очистителей;

- промывка с помощью жидких моющих средств.

В качестве твердых очистителей применяются органические материалы: молотая скорлупа орехов с диаметром частиц 0,8-1,7 мм или обычный рис.

В качестве моющих средств используются специальные растворы «Синвал», «M1», «M2», «Прогресс».

Очистка осевого компрессора твердыми частицами осуществляется на работающих агрегатах, как правило стационарного типа, вводом очищающего средства на вход осевого компрессора через специальный бункер, который обеспечивает скорость его подачи примерно 0,8-1,0 кг/мин. Недостатком способа является то, что возможно засорение каналов и отверстий системы охлаждения лопаток газовой турбины.



5. Энергосберегающая технология охлаждения компримированного газа

Охлаждение газа является неотъемлемой частью технологического процесса при его транспортировке по магистральным газопроводам (МГ). Снижение температуры газа происходит в установках охлаждения газа (УОГ), которые состоят из определенного количества секций аппаратов воздушного охлаждения (АВО).

В состав УОГ может входить 12 и более секций АВО с двумя электроприводными вентиляторами в каждой секции. После компримирования газ под рабочим давлением около 7,5 МПа проходит по трубчатым теплообменным секциям АВО. Через межтрубное пространство теплообменной секции с помощью электроприводных вентиляторов прокачивается воздух. За счет теплообмена с принудительно перемещаемым потоком воздуха происходит охлаждение газа.

Снижение температуры газа после компрессорной станции на входе в МГ производится для увеличения пропускной способности МГ и экономии топливного газа на работу газоперекачивающих агрегатов. Кроме того, снижение температуры в УОГ предохраняет изоляцию труб от разрушения при высоких температурах транспортируемого газа (более 45°С) после его сжатия на КС. Нарушение изоляции приводит к ускорению по времени и усилению по интенсивности протекания процессов, обусловленных электрохимической коррозией металла трубы, и соответственно, к сокращению срока службы МГ.

Охлаждение технологического (транспортируемого) газа в АВО является энергоемким процессом. Мощность, потребляемая электродвигателями АВО одного компрессорного цеха (КЦ), составляет сотни киловатт, что оказывает существенное влияние на структуру электропотребления КС МГ, особенно с газотурбинным приводом нагнетателей. Расход электроэнергии на охлаждение компримированного газа может составлять 60-70% и более от общего электропотребления на транспорт газа. Таким образом, повышение эффективности работы установок, осуществляющих охлаждение компримированного газа, является важным фактором экономии топливно-энергетических ресурсов и снижения себестоимости транспорта газа. Тепловая производительность АВО зависит от многих возмущающих факторов, главными из которых являются расход и температура технологического газа после компримирования, степень загрязнения поверхности теплообменников, температура наружного воздуха. Если принять, что первые три вышеперечисленных фактора являются постоянными для заданного режима транспорта газа, то тогда колебания температуры наружного воздуха (суточные и сезонные) являются основным возмущающим фактором, непосредственно влияющим на процесс охлаждения газа. Для поддержания температуры технологического газа в заданных пределах возникает необходимость регулирования охлаждающего эффекта АВО. Это достигается за счет изменения расхода через АВО охлаждающего воздуха, на который влияет количество одновременно работающих вентиляторов, частота вращения рабочего колеса вентилятора, угол «атаки» лопастей.

Применяемая в настоящее время на КС МГ технология охлаждения компримированного газа основана на дискретном изменении расхода воздуха за счет включения (отключения) вентиляторов в сочетании с сезонной регулировкой угла «атаки» лопастей. Эта технология имеет ряд существенных недостатков.

Распределение потоков газа, поступающего от ГПА к АВО газа, зависит от взаимного расположения работающих ГПА и трубопроводов (шлейфов), соединяющих выход ГПА и вход АВО газа. Указанное обстоятельство вызывает неравномерное распределение потоков (расходов) газа по секциям АВО. В существующих системах управления КС контроль температуры газа после АВО предусмотрен после его смешения в выходном коллекторе. Включение вентиляторов по секциям производится без учета

фактического распределения газовых потоков.

Из-за конструктивных особенностей АВО при работе вентилятора, часть нагнетаемого им воздуха возвращается через соседний неработающий вентилятор, при достаточной интенсивности потока обеспечивая его вращение в обратную сторону. Такая рециркуляция воздуха оказывает большое влияние на энергоэффективность процесса охлаждения газа, увеличивая потери электрической энергии и снижение КПД установки в целом. К тому же последующий прямой пуск двигателя вентилятора, вращающегося в противофазе, вызывает электрические и механические пусковые ударные нагрузки, многократно превышающие номинально допустимые для системы двигатель - вентилятор. Серьезной нагрузкой на узлы вентилятора является кратковременное отключение электроэнергии, в результате которого вентилятор выключается и после восстановления электропитания повторно запускается.

В годовом цикле АВО всех типов, используемые в ОАО «Газпром», эксплуатируются в широком диапазоне температур наружного воздуха. Для всей зоны деятельности ООО «Газпром трансгаз Югорск» этот диапазон составляет +30… - 45°С. При таких значительных сезонных изменениях температуры наружного воздуха меняется и плотность воздуха, что вызывает соответствующие колебания потребляемой электродвигателем мощности (до 30%). Согласование потребляемой вентилятором и располагаемой электродвигателем мощности достигается перестройкой дважды в год (весной и осенью) углов установки лопастей вентиляторов. Эта технологическая операция трудоемка и травмоопасна, требует выполнения серьезных организационных и технических мероприятий для обеспечения безопасного выполнения работ. Однако сезонное регулирование углов «атаки» лишь частично компенсирует дополнительные затраты электроэнергии: мехатронная система электродвигатель-вентилятор оказывается настроенной на некий оптимум для некоторого усредненного значения температуры, при которой производится эта регулировка. Отклонение температуры наружного воздуха от этого значения приводит к работе электродвигателей и вентиляторов с ухудшенными энергетическими показателями. Оптимизация режима работы АВО газа, эксплуатируемых в условиях резко континентального климата, может быть достигнута за счет частотного регулирования производительности вентиляторов. Идея применения преобразователей частоты (ПЧ) не нова, однако внедрение управляемого привода на АВО газа сдерживалось высокой ценой преобразователей и относительно низкими тарифами на электрическую энергию. Современный ПЧ оснащен системой управления на базе промышленного микропроцессорного контроллера, благодаря чему способен реализовывать неограниченные по сложности алгоритмы управления. Производительность вентилятора пропорциональна частоте его вращения. Мощность, потребляемая мехатронной системой электродвигатель - вентилятор, зависит от частоты вращения вентилятора примерно в третьей степени. Поэтому затраты электроэнергии на поддержание заданной температуры газа за счет частотного регулирования производительности вентиляторов оказываются меньше, чем при дискретном управлении.

Использование интеллектуального регулируемого привода позволяет поддерживать максимальную мощность путем изменения частоты и напряжения питания электродвигателя, не допуская при этом перегрузки двигателя по току. Отпадает также потребность в сезонном изменении углов установки лопастей вентилятора: лопасти настраиваются на угол, при котором электродвигатель нагружается номинальным током. Настройки производятся один раз в летний период, когда плотность воздуха минимальна. При изменении (понижении) температуры воздуха плотность воздуха увеличивается, а номинальный ток электродвигателя поддерживается за счет регулирования частоты питающего напряжения.

При использовании интеллектуального регулируемого привода каждая секция АВО газа является замкнутым контуром регулирования с измерением температуры на выходном шлейфе, пропорциональным регулированию мощности привода. Такой подход позволяет получать дополнительную экономию электроэнергии. Алгоритмы управления газа с частотно-регулируемым приводом позволяют избегать рециркуляции, так как работают все вентиляторы с требуемой частотой вращения, в зависимости от расхода газа через секции АВО, его температуры после компримирования и температуры наружного воздуха. Кроме того, применение современной технологии векторного управления позволяет реализовать безударный «подхват» выбегающего ротора, что способствует стабилизации технологического режима и снижению нагрузки на узлы электрических машин, возникающей при пуске. Опытный образец системы, реализующей энергосберегающую технологию компримированного газа, внедрен на КС «Новокомсомольская» Комсомольского ЛПУ МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск». Регулирование производительности вентиляторов АВО газа осуществляется преобразователями ATV 58 фирмы Schneider Electric. Если температура газа на выходе теплообменников становится больше или меньше заданной величины, частота вращения лопастей вентиляторов снижается или увеличивается ровно настолько, чтобы восстановить требуемый режим. Внедрение системы позволило существенно уменьшить расход электроэнергии на охлаждение газа (более 50%), отказаться от трудоемких и травмоопасных работ по сезонному регулированию угла «атаки» лопастей вентиляторов, увеличить ресурс электродвигателей, трансмиссии и всей УОГ в целом, обеспечить полную автоматизацию процесса и его оптимизацию.



Список литературы

1. Пономарёва Т.Г., Редутинский М.Н. Расчет оборудования насосных и компрессорных станций, Тюмень: ТюмГНГУ, 2012.

2. Пономарёва Т.Г., Давыдов А.Н., Сооружение насосных и компрессорных станций, Тюмень: ТюмГНГУ, 2012.

3. Аберков А.С., Ильин Л.В. Монтаж оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов. М.; Недра 1989.

4. Артемова Т.Г. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов: Учебное пособие. - Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2000.-176 с.

5. Березин В.Л., Бобрицкий Н.В. Сооружение насосных и компрессорных станций: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1985. - 288 с.

6. Вологдин Я.И., Карташев Г.И. Техника безопасности при строительстве объектов нефтяной и газовой промышленности. М., Недра, 1977 - 155 c.

7. Еремин Н.В., Степанов Е.И. Компрессорные станции магистральных газопроводов. М.; Недра, 1995.

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

9. Крамской В.Ф., Телегин Л.Г., Новоселов В.В. и др. Современные методы строительства компрессорных станций магистральных газопроводов, - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999, 263 с.

10. Промтов А.И. Оборудование компрессорных станций магистральных газопроводов. М., Гостоптехиздат, 1962 - 237 c.

11. Соколовский С.М. Компрессоры и компрессорные станции. М., Недра, 1968. - 263 c.

12. СНиП 3.01.01-85 Организация строительного производства.

13. СНиП 3.05.05-8 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы.

14. СНиП 12-03-2001 Безопасность труда в строительстве.

Размещено на Allbest.ru