2.10. Противопомпажная защита цбн

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

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

Причинами возникновения помпажа является изменение характеристики сети (газопровода), вследствие:

- колебаний давления газа в газопроводе;

- влияния параллельно включенных, но более напорных нагнетателей;

- неправильной или несвоевременной перестановки кранов в трубной обвязке нагнетателя.

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

- снижения частоты вращения нагнетателя ниже допустимой;

- ухудшения технического состояния газотурбинного привода;

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

Режимы работы нагнетателя по расходу газа, как правило, ограничиваются 10%-м запасом от границы помпажа (рис. 3.18) и определяются как:

. (3.1)

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.

В настоящее время существует достаточно много противопомпажных автоматических систем, позволяющих не допустить попадание нагнетателя в помпаж и сигнализирующих о приближении рабочей точки к границе помпажа. Наиболее распространенные системы основаны на сопоставлении величины расхода газа с создаваемым нагнетателем напором с последующим воздействием на перепускной кран. Хорошо известны сигнализаторы помпажа, разработанные НЗЛ, которые укомплектованы пневматическими ППЗ на базе элементов системы "Старт".

Более современные системы включают защиту и регулирование нагнетателя в области помпажных режимов и имеют перепускной кран с регулируемым проходным сечением.

2.11. Работа компрессорной станции при приеме и запуске очистных устройств

По окончании строительства и в процессе эксплуатации периодически проводят очистку внутренней полости магистрального газопровода специальными очистными устройствами (ОУ). Необходимость проведения этой операции вызвана тем, что в процессе монтажа образуются участки, предварительная очистка которых невозможна технологически. При работе магистрального газопровода также происходит отложение на его стенках различных органических соединений, приводящих к нарушению расчетного режима движения газа по трубопроводу.

Сложный профиль трассы газопровода, вызванный рельефом местности, образует "карманы", в которых происходит накапливание жидкости, выпадающей из газа. Увеличение расхода по газотранспортной системе ведет к массовым выбросам этой жидкости на входе КС, что может привести к выходу из строя оборудования.

Существует два основных типа очистных устройств, применяющихся в зависимости от того, какую очистку внутренней полости необходимо произвести. Очистное устройство (поршень), предназначенное для очистки полости трубы от сухих загрязнений, состоит из защитного диска, корпуса, устройства для перепуска газа, щетки, уплотнительных манжет и шарнира. Поршень, предназначенный для удаления смеси воды и загрязнений, состоит из защитного диска, корпуса, уплотнительных манжет, воздушной системы уплотнительных манжет. Диаметр поршня выбирается несколько больше диаметра газопровода, длина определяется профилем трассы. Оптимальная скорость движения поршня по газопроводу составляет 5-10 км/ч.

Минимальный перепад давления, необходимый для страгивания с места, составляет 0,05-0,06 МПа.

Работы по запуску и приемке очистного устройства ведутся в строгом соответствии с инструкцией, согласованной с производственно-диспетчерской службой ПДС.

На крановых узлах магистрального газопровода при проведении работ выставляются посты наблюдения, оснащенные связью. Задачей наблюдателей является выделение нитки газопровода, по которой пропускается поршень, путем закрытия перемычек при приближении поршня и включения их в работу после прохождения ОУ (в варианте многониточного газопровода). Также на посты наблюдения возлагается задача фиксирования времени прохождения ОУ расчетных точек с целью установления отклонения реальной скорости движения поршня от расчетной.

Это необходимо для того, чтобы определить время прибытия ОУ к камере приема. Для выявления места нахождения очистного устройства на линейной части газопровода (крановых узлах), охранных кранах компрессорной станции установлены специальные отслеживающие устройства - сигнализаторы поршня, работающие по принципу либо механического воздействия, либо осуществляющие контроль бесконтактными методами.

После запуска ОУ, по мере приближения поршня к компрессорной станции, периодичность контроля давления на входе КС и крановых площадках сокращается до 20 мин или ведется постоянное наблюдение.