теор / Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов

В синхронном двигателе, кроме обмоток статора, питающегося переменным напряжением, имеется обмотка возбуждения, расположенная на роторе и питаемая постоянным напряжением.

Для более легкой (устойчивой) работы двигателя применяется двухплечевая схема его питания, и сам двигатель выполнен с двумя трехфазными обмотками, взаимно сдвинутыми в пространстве на 1/6 полюсного шага.

Различаются следующие рабочие состояния ЭГПА:

- разгон электроприводного ГПА происходит после получения сигнала "ПУСК". При этом регулятор R производит все необходимые действия, то есть возбуждение, принудительную коммутацию, естественную коммутацию и разгоняет привод из состояния покоя на минимальные обороты - 2700 об/мин;

- электродвигатель вращается с заданной частотой вращения, которую регулятор поддерживает с точностью до ±2% без коррекции управляющей системы. Изменение заданного числа оборотов производится с помощью телесигналов " БОЛЕЕ" или "МЕНЕЕ". Скорость изменения числа оборотов в полосе 2700-3900 об/мин составляет приблизительно 6 об/с. Число оборотов можно задавать только в рабочих пределах, от - 2700 до 3900 об/мин, так как в регулятор встроена система ограничения тока, которая не позволяет перегружать привод.

Во всем диапазоне регулировки частоты вращения ротора нагнетателя имеется возможность, в зависимости от давления газа, осуществлять оптимальный режим работы газопровода. Даже при расходе газа, значительно превышающем номинальный, нагнетатель работает с достаточно высоким политропическим КПД (рис. 4.14). Из этих характеристик наглядно видна эффективность работы регулируемого электропривода; для любых параметров газа на входе и на выходе нагнетателя всегда есть обороты, на которых можно обеспечить его максимальный политропический КПД. В

условиях необходимого давления газа на входе в компрессорный цех имеется возможность использования двух параллельно работающих агрегатов, что приведет к максимальной загрузке газопровода, более стабильной работе агрегата (удаление от зоны помпажа) с максимально возможным его политропическим КПД. Возможность плавного изменения частоты вращения ротора и минимальные колебания позволяют устойчиво работать в зонах, приближенных к помпажному режиму.

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

применение данного привода на КС в целом ряде следует считать оправданным.

4.9. Эксплуатация вспомогательного оборудования и систем компрессорного цеха

К вспомогательным системам компрессорного цеха с электроприводными агрегатами относятся: система электроснабжения, система маслоснабжения, система технологического газа, система импульсного газа, комплекс средств контроля и автоматики компрессорного цеха, система пожаротушения, грузоподъемные механизмы.

В систему электроснабжения КС с электроприводом входят:

-система внешнего электроснабжения, состоящая из линий электропередачи, открытого распределительного устройства с силовыми трансформаторами, коммутационной аппаратурой, релейной защитой и автоматикой, маслохозяйством и системой грозозащиты. Линии электропередачи и подстанции сооружаются на напряжение 220 и 110 кВ,

-закрытое распределительное устройство, состоящее из ячеек комплектного распределительного устройства с высоковольтными выключателями, трансформаторами напряжения, разрядниками.

Шкафы ячеек оборудуются релейной защитой, автоматикой, сигнализацией и блокировками от неправильных действий при переключениях;

-комплектные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ для электроснабжения потребителей вспомогательных механизмов и собственных нужд, состоящие из силовых трансформаторов и щита

0,4 кВ;

-аккумуляторные батареи для электроснабжения схем релейной защиты, управления, автоматики, сигнализации агрегатных и станционных систем и аварийного освещения.

Техническая эксплуатация систем электроснабжения и их ремонт осуществляются в соответствии с "Правилами эксплуатации электроустановок потребителей (ПЭЭ)".

Система технологического газа обеспечивает подачу газа к нагнетателям и его транспортировку в пределах компрессорной станции, возможность загрузки, переключение и перестройку схем работы ГПА, вывод на станционное кольцо, а также стравливание газа из технологических коммуникаций компрессорного цеха. Кроме того, система обеспечивает очистку и охлаждение транспортируемого газа.

Система импульсного газа, как и в условиях КС с газотурбинным приводом, обеспечивает подачу газа к узлам управления, пневмоцилиндрам и гидробаллонам для перестановки кранов технологического газа, к приборам и аппаратам для передачи командных импульсов, а также к контрольно-измерительным приборам и устройствам автоматического регулирования ГПА.

Требования к импульсному газу на КС с электроприводом аналогичны требованиям к нему на компрессорных станциях с газотурбинным видом привода. Схема импульсного газа приведена на рис. 2.26, точки отбора импульсного газа из системы технологического газа показаны на рис. 2.27.

Комплекс средств контроля и автоматики компрессорного цеха является, как и в условиях КС с газотурбинным приводом, основной частью общестанционной автоматики и предназначен для оперативного управления, защиты и контроля за работой оборудования компрессорного цеха и его объектов.

Система управления цеховыми кранами обеспечивает дистанционное управление кранами цеха и охранными кранами, их перестановку при аварийной остановке цеха.

Система защиты цеха от загазованности обеспечивает автоматическое включение вытяжной вентиляции при опасной концентрации газа в любой из контролируемых точек помещения компрессорного цеха выше предупредительного уровня.

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

На любой станции в компрессорном цехе для обслуживания и ремонта ГПА и его систем имеются следующие грузоподъемные машины, механизмы и приспособления: мостовой кран грузоподъемностью, обеспечивающей подъем и перемещение всех крупных деталей и узлов электродвигателя, кран-балка в галерее нагнетателей, тали, а также вспомогательные грузоподъемные и такелажные приспособления. Грузоподъемные машины, механизмы и приспособления компрессорного цеха содержатся и эксплуатируются в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов" и действующими инструкциями.

4.10. Совместная работа электроприводного и газотурбинного компрессорных цехов

В системе газотранспортных систем в целом ряде случаев имеются компрессорные станции,

включающие в себя цеха с газотурбинным приводом центробежных нагнетателей и электроприводом. Примерами могут служить КС "Алгасово" с ГПА типов ГТК-10-4, ГТНР-10, ГПА-Ц- 6,3 и СТД-4000-2; газопроводы Средняя Азия-Центр, Петровск-Елец; компрессорная станция "Долгое" с агрегатами ГТК-25И, ГПА-Ц-16 и СТД-12,5, КС "Донское" с агрегатами ГТН-25-1 и СТД-12,5 на газопроводе Уренгой-Ужгород производственного предприятия "Мострансгаз". Аналогичное положение имеет место на КС "Самсоновская", "Демьянская", "Туртасская", "Ярковская" и "Богандинская" газопроводов "Уренгой-Сургут-Тюмень" предприятия "Сургутгазпром" и т.д.

Исходя из особенностей режима работы ГТУ и электродвигателя для привода центробежных нагнетателей в условиях переменного режима работы газопровода, а также исходя из различных цен на электроэнергию и топливный газ, представляется целесообразным рассмотреть возможность оптимального использования этих видов привода на компрессорной станции.

Обычно число компрессорных цехов на станции соответствует числу ниток газопровода. Каждый цех по проекту должен работать на свою нитку трубопровода. Исходя из того, что отечественный вид эксплуатируемого электропривода имеет постоянную частоту вращения вала нагнетателя и, следовательно, регулирование подачи газа при переменном режиме работы газопровода за счет изменения частоты вращения нагнетателя исключено, представляется целесообразным объединить цеха КС с различными видами ГПА перемычками на входе и выходе станции. Такая реконструкция в

определенной степени упрощает регулирование режимов КС в целом и за счет этого приводит к определенной экономии энергозатрат на транспорт газа по станции в целом.

Действительно, при совместной параллельной работе этих видов привода работу электроприводных агрегатов можно осуществлять в базовом режиме, а работу ГТУ - в режиме регулирования производительности (рис. 4.15).

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

составит

Q = Qэ + Qг = 600 + 475 = 1075 м 3 /мин.

Суммарные удельные энергозатраты при этом будут

N / G = Nэ /Gэ +Nг / Gг = 0,478 + 0,462 = 0,960 кВт/(кг/мин).

В условиях варианта максимальной суммарной подачи газа при этой степени сжатия, режим

работы нагнетателя с приводом от ГТУ будет совпадать с режимом работы нагнетателя с приводом от электродвигателя, и подача газа для каждого агрегата будет Qг = Qэ м 3 /мин.

Суммарная производительность Q = 1200 м 3 /мин, а суммарные удельные энергозатраты

N /Q − Nэ /Qэ + Nг /Gг = 0,478 + 0,478 = 0,956 кВт/(кг/мин).

Следует заметить, что в условиях параллельной работы электропривода и газотурбинного агрегата общая степень сжатия после изменения подачи газа будет устанавливаться одинаковой. При снижении подачи она возрастает, при увеличении -снижается (см. рис. 4.16).

Рассмотренный способ регулирования может иметь место и при работе агрегатов с различной единичной мощностью. Установление режима совместной параллельной работы агрегатов будет определяться равенством степени сжатия по станции.

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.

Соотношение цен на электроэнергию и топливный газ и позволяет в первом приближении определить области рационального использования каждого из них. Расчеты показывают, что при

существующих ценах на топливный газ и электроэнергию целесообразность использования газотурбинного привода оправдывается даже при КПД работающих агрегатов на уровне 18-20%. При

повышении численных значений КПД газотурбинного привода область рационального использования его значительно расширяется.

Переход к продолжению документа осуществляется по ссылке

ЭКСПЛУАТАЦИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ.

ВВЕДЕНИЕ Глава 1. ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

1.1.Исходные понятия и определения

1.2.Законы идеальных газов. Области их применения Рис. 1.1. Номограмма расчёта z в зависимости от P и t

1.3.Технологические характеристики природных газов и их компонентов

1.4.Термодинамическое обеспечение решения энерготехнологических задач трубопроводного транспорта природных газов

Рис. 1.2. Зависимость изобарной теплоемкости Cp от давления P и температуры T для

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

природных газов первого (1) и второго (2) составов

Рис. 1.3. Зависимость потенциальной функции от давления P и температуры T для

природных газов первого и второго составов

Рис. 1.4. Зависимость величины CpDh от давления P и температуры T для природных

газов первого и второго составов

Рис. 1.5. Зависимость показателя адиабаты K от давления P и температуры T для

природного газа первого и второго составов

Глава 2. НАЗНАЧЕНИЕ И УСТРОЙСТВО КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

2.1. Особенности дальнего транспорта природных газов

Рис. 2.1. Схема сезонного колебания расхода газа крупного промышленного центра

Рис. 2.2. Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы

Рис. 2.3. Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной

станции

2.3.Системы очистки технологического газа на КС Рис. 2.4. Вертикальный масляный пылеуловитель Рис. 2.5. Циклонный пылеуловитель

Рис. 2.6. График зависимости производительности пылеуловителя от давления Рис. 2.7. Фильтр-сепаратор

2.4.Технологические схемы компрессорных станций

Рис. 2.8. Принципиальная технологическая схема КС с параллельной обвязкой ГПА

Рис. 2.9. Принципиальная технологическая схема КС с последовательной обвязкой ГПА

2.5.Назначение запорной арматуры в технологических обвязках КС Рис. 2.10. Кран шаровой

Рис. 2.11. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем с ручным приводом Рис. 2.11а. Задвижка стальная клиновая с выдвижным шпинделем с электроприводом Рис. 2.12. Вентиль запорный фланцевый Рис. 2.12а. Вентиль запорный игольчатый

Рис. 2.13. Обратный поворотный клапан с пневматическим демпфером

2.6.Схемы технологической обвязки центробежного нагнетателя КС

Рис. 2.14. Технологическая схема обвязки неполнонапорного нагнетателя

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

Рис. 2.15. Технологическая схема обвязки полнонапорного нагнетателя

2.7.Конструкции и назначения опор, люк-лазов и защитных решеток в обвязке ГПА Рис. 2.16. Схема установки опор в обвязке ГПА Рис. 2.17. Опора разгрузочная Рис. 2.17а. Опора упорная Рис. 2.18. Опора пружинная

Рис. 2.18а. Опора регулируемая Рис. 2.19. Опора с виброгасителем из металлорезины Рис. 2.20. Люк-лаз Рис. 2.21. Защитная решетка

Рис. 2.21а. Фильтр-ловушка

2.8.Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных станциях Рис. 2.22. План-схема обвязки аппаратов воздушного охлаждения газа

Рис. 2.23. Схема подключения аппарата воздушного охлаждения (при нижнем расположении вентилятора)

Рис. 2.24. Аппарат воздушного охлаждения газа с верхним расположением вентилятора

2.9.Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции Рис. 2.25. Приниципиальная схема компоновки ГПА

2.10.Система импульсного газа

Рис. 2.26. Принципиальная схема импульсного газа Рис. 2.27. Принципиальная схема отбора и разводки импульсного газа

2.11. Система топливного и пускового газа на станции Рис. 2.28. Принципиальная схема системы топливного и пускового газа

2.12. Система маслоснабжения КС и ГПА, маслоочистительные машины и аппараты

воздушного охлаждения масла Рис. 2.29. Общецеховая маслосистема

Рис. 2.30. Смазочная система ГТК - 25И

Рис. 2.31. Система уплотнения центробежного нагнетателя Рис. 2.32. Маслоочистительная машина ПСМ-1-3000

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com