База книг в электронке для ЭНН УТЭК / 1kumar_b_k_botakhanov_e_k_ekspluatatsiya_nasosnykh_i_kompress
.pdf
Эксплуатация насосных и компрессорных станций
хода) сопровождается пропорциональным увеличением потребляемой мощности. Как показывает практика, снижение пол в
процессе эксплуатации может достигать 10 % по абсолютной величине, что вызывает необходимость вести постоянный контроль за состоянием нагнетателя, особенно после проведения капитального ремонта. Для определения коэффициента технического состояния нагнетателя необходимо, как показано выше, фактический КПД соотнести с паспортным (или исходным) при одинаковом расходе газа (Qпр = idem), хотя более правильно
определять этот коэффициент, как отношение оптимумов КПД на фактической и паспортной (исходной) характеристикепол f (Qпр ). Однако на практике это трудно выполнимо,
поскольку для этого необходимо определить экспериментальные характеристики нагнетателя в условиях КС.
1.3.1. Определение фактического политропического КПД нагнетателя
Фактический КПД нагнетателя может быть определен, в частности, следующими методами:
-с использованием термодинамических свойств природного газа и параметров газа по нагнетателю ( P,t ) [12];
-с использованием показателя изоэнтропы газа по методике ВНИИГАЗ.
Для расчета КПД по первому способу необходимо знать химический состав природного газа. На практике целесообразно использовать упрощенные эмпирические соотношения, предложенные в работе [12], для определения основных термодинамических величин природного газа по метану:
(C |
D ) |
= ( 0,00012 t2 - 0,0135 t |
+ 0,31) P - 0,0463 t + |
|
p h |
СН4 |
|
+ 11,19, кД ж/кг · МПа; |
(1.10) |
||
181
Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов
(Cp)СН4 = (0,003 - 0,0009 P ) t + 0,11 P + 2,08, кДж/кг·К; (1.11)
(Pv)СН4 = (0,017 P + 0,555) t - 2,73 P + 139,4, кДж/кг. (1.12)
По данным [12] эти же параметры для полного состава газа (содержание метана 94–100 %) могут быть определены соотношениями:
CpDh (CpDh)СН4 |
· (1,37 |
- 0,37 rСН4 |
); |
(1.13) |
Cp (Cp)СН4 |
· (0,37 |
+ 0,63 rСН4 |
); |
(1.14) |
Pv (Pv)СН4 |
· (1,49 - 0,49 rСН4 |
), |
(1.15) |
|
где |
rСН4 |
–мольное содержание метана в долях единицы. |
||||||||||
Тогда |
|
|
|
пол 1,2 / h ; |
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1.16) |
|||
|
|
|
|
|
|
1,2 |
(Pv)ср ln , |
|
|
|
(1.17) |
|
где |
|
(Pv)ср – среднее значение потенциальной |
функции |
|||||||||
Pv при условиях входа и выхода; – степень сжатия |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
h Cpm t (CpDh)ср P ; |
|
|
|
(1.18) |
|||
Cpm = (0,37+0,63 rСН4 |
) [(0,003-0,0009 P1)tср + |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
+0,11P1+2,08], кДж/кг · К; |
|
|
|
(1.19) |
||
(C |
p |
D |
h |
) |
m |
= (1,37 - 0,37 r |
) [(0,00012t |
2 - 0,0135t |
2 |
+ |
||
|
|
|
|
СН4 |
|
2 |
|
|
||||
|
+ 0,31) · Pm - 0,463t2 + 11,19], кДж/кг · МПа; |
|
|
(1.20) |
||||||||
182
Эксплуатация насосных и компрессорных станций
tm (t1 t2)/2, °С;
Pm (P1 P2)/2, МПа;
t t2 t1, °С; |
(1.21) |
P P2 P1, МПа.
Для определения фактического КПД по второму методу необходимо знать параметры газа на входе и выходе нагнетателя (Р, t), а также состав газа.
Задача определения пол сводится к использованию урав-
нения, широко применяемого при построении характеристик нагнетателя
пол |
|
nт |
|
|
k 1 |
; |
(1.22) |
nт 1 |
|
||||||
|
|
|
k |
|
|||
где nт – показатель политропического (внешнеадиабатно-
го) процесса сжатия; k – показатель адиабаты. При проведении ориентировочных инженерных расчетов его можно принимать k = 1,30
nт |
|
g |
, |
(1.23) |
|
|
|||
nт 1 |
gT2 T |
|
||
|
|
1 |
|
|
k |
1 |
|
k |
0 |
|
|
Cp |
|
|
|
n |
т |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
z |
x |
|
|
|
|
; |
(1.24) |
||
|
|
|
|
1 |
R |
n |
|
1 |
||||||||||
k 1 z |
k |
0 |
|
1 |
|
т |
|
|
|
|||||||||
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
где z1 – коэффициент сжимаемости газа, определяемый по параметрам газа на входе либо по данным рис. 1.1, либо по соотношению
183
Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов
|
|
|
|
|
z |
|
|
0,41 |
|
0,061 |
0,04 |
2 , |
|
|||||
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
(1.25) |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
1 |
|
|
3 |
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
k |
0 |
|
|
Cp |
– показатель адиабаты газа в его идеальном |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
|
k0 1 |
|
R |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
состоянии; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
где Cp |
– теплоемкость идеального газа; |
|
– универсаль- |
|||||||||||||||
R |
||||||||||||||||||
ная газовая постоянная 8314 Дж/(моль·К) = 1,9858 ккал/моль·К;
– мольная масса газа |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
k |
0 |
|
|
|
|
5,15 (5,65 0,017 tср) |
, |
(1.26) |
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
k0 1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
R |
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
поправка на теплоемкость при постоянном давлении |
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Cp |
|
|
6 |
(0,41 0,02 ); |
|
|
|
(1.27) |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
R |
|
|
|
|
|||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
вспомогательная функция |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1,23 |
|
|
|
|
0,12 |
|
|
||||||||||
|
|
|
|
|
X |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0,061 |
|
|
|
; |
(1.28) |
||||||||
|
|
|
|
|
z |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
P2 |
; |
|
|
T1 |
; |
|
|
T |
= 162,8 · (0,613 + |
), К; |
|||||||||||||||||||
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||
|
P1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Tкр |
|
|
|
|
|
кр |
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(1.29) |
|
P1 |
; |
|
|
|
|
|
P |
= (47,9 - |
|
)0,0981, МПа; |
(1.30) |
||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
|
|
|
Pкр |
|
|
|
|
|
|
|
кр |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
средняя температура газа в нагнетателе, °С
184
Эксплуатация насосных и компрессорных станций
tm t1 t2 ;
2
– относительная масса газа по воздуху; P1,t1 – соответственно, давление и температура газа на входе нагнетателя; P2,t2 – соответственно, давление и температура газа на выходе нагнетателя.
1.3.2. Определение паспортного (исходного) КПД нагнетателя
Паспортный политропный КПД нагнетателя, как показано выше, является функцией приведенного расхода газапол f (Qпр ). Сложность выявления паспортного значения
КПД заключается в определении производительности нагнетателя, что связано:
-с отсутствием замерного узла расхода газа на нагнетателе;
-с отсутствием датчиков перепада давления газа на входном конфузоре нагнетателя и достоверного значения коэффициента расхода газа через него;
-с невозможностью точного измерения эффективной мощности газотурбинного привода.
Поэтому выбор метода определения паспортного значения КПД нагнетателя зависит от объема исходной информации, необходимой для расчета производительности нагнетателя.
При наличии замерного узла (погрешность определения производительности ±1–2 %) задача сводится к определению приведенного расхода, используемого в качестве аргумента при
аппроксимации функции пол f (Qпр ) полиномом вида
|
пол |
C |
0 |
C Q |
C Q |
2 |
C Q |
3 |
C Q |
4 |
......C Qn |
. (1.31) |
|
|
1 пр |
2 |
пр |
3 |
пр |
4 |
пр |
n пр |
|
Как показывает практика, зависимость пол f (Qпр )
необходимо аппроксимировать полиномом не менее 4-го поряд-
185
Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов
ка, а значения постоянных коэффициентов C0,C1,.....Cn долж-
ны определятся с точностью до 3-го знака для обеспечения приемлемой точности расчета.
При наличии датчика перепада давления газа на входном конфузоре производительность нагнетателя определяется как
Q A |
P 104 |
|
, |
(1.32) |
|
вх |
|
||||
|
|
|
|
||
где A – коэффициент расхода; |
P – перепад давления га- |
||||
за на входном конфузоре, кгс/см 2 ; |
вх |
– |
плотность газа на |
||
входе, кг/м 3 . Погрешность этого метода |
≈ |
5 %. |
|||
|
|
|
|
|
|
При отсутствии прямого или косвенного измерения производительности следует использовать паспортную характеристику нагнетателя, при этом рабочая точка определяется приведен-
ной относительной частотой вращения nпр и степенью сжатия
, однако точность определения производительности при этом очень низка (до 20 %) из-за "расслоения" характеристикиf (Qпр) в эксплуатации.
При использовании обоих методов расчета фактического КПД нагнетателя для получения достоверных результатов необходимо производить измерения давления газа на входе и выходе нагнетателя образцовыми манометрами класса точности не ниже 0,4 и температуры газа с точностью 0,1–0,2 °С.
Ввиду относительной стабильности характеристики
|
Ni |
|
|
|
|
|
|
|
f (Qпр)в эксплуатации коэффициент технического |
||
|
|||||
|
|
|
|||
|
н пр |
|
|
||
состояния нагнетателя по мощности KN можно принимать равным единице.
186
Эксплуатация насосных и компрессорных станций
1.4. Определение технического состояния ГПА с газотурбинным приводом
К основным характеристикам газотурбинного агрегата следует отнести прежде всего такие показатели, как относительный
эффективный КПД ГТУ, с с / с,о ; относительное значение приведенной теплоты сгорания топлива
(BQпр ) BQнр /(BQнр )0 
Tао /Tа Pао /Pа ;
зависимость относительной приведенной температуры га-
зов перед турбиной высокого давления Tz,пр Tz /Tzo Tао /Tа от приведенной относительной эффективной мощности агрегата
Nс,пр Nс /Nсо 
Tао /Tа Pао /Pа ;
где B – расход топлива ГТУ; Qнр – низшая теплота сго-
рания топливного газа; Tz - температура газов перед турбиной высокого давления; Tа – температура воздуха на входе в осевой компрессор; Pа – давление воздуха на входе в агрегат; индексом
"о" отмечены параметры номинального режима работы. Большинство ГТУ, эксплуатируемых на магистральных га-
зопроводах, выполнены по двухвальной схеме с регенератором или без него и приводом нагнетателя от турбины низкого давления. Для такого типа ГТУ справедливы следующие обобщенные характеристики в зависимости от приведенной мощности, предложенные ВНИИГАЗ и представленные в относительной форме:
относительный эффективный КПД
е |
Nепр |
; |
(1.33) |
|||
|
|
|
||||
1-0,75(1- Nепр) |
||||||
|
|
|
||||
187
Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов
приведенный относительный массовый расход топливного газа
BТГпр 1 0,75(1 Nепр ); |
(1.34) |
приведенная относительная мощность ГПА
Nепр 1 4,2(1 Tzпр) Tzпр ; |
(1.35) |
относительная приведенная частота вращения ротора ТВД
n |
ТВД.пр |
N |
епр0,21 ; |
(1.36) |
приведенный относительный расход воздуха через ОК
|
|
В.пр |
|
епр0,33. |
(1.37) |
|
G |
N |
Следует отметить, что представленные зависимости справедливы для зоны оптимальных частот вращения силовой турбины, что, как правило, выполняется при согласовании параметров ГТУ и нагнетателя. При значительном отклонении частот вращения силовой турбины от оптимальных следует использовать скоростную характеристику ГТУ, т. е. зависимость
Nепр f (nТВД.пр ), при nТВД.пр ,Tzпр., е = const. (1.38)
Представленные выше характеристики можно использовать как для определения паспортного значения эффективной мощности, так и эффективного КПД агрегата.
Действительная эффективная мощность ГТУ часто определяется по мощности, потребляемой нагнетателем. Индикаторная мощность нагнетателя
Niн Gг hн , |
(1.39) |
188
Эксплуатация насосных и компрессорных станций
где Gг – массовый расход газа через нагнетатель, кг/с; hн
– теплоперепад на нагнетателе, кДж /кг. Эффективная мощность ГТУ
Nс Ni Nмех , кВт, |
(1.40) |
где Nмех – механические потери в подшипниках нагнета-
теля.
Теплоперепад по нагнетателю h может быть подсчитан по уравнению (1.18) или с использованием следующего соотношения:
hн 0,00981 z R (t2 |
t1) k/(k 1). |
(1.41) |
||||||
Эффективный КПД ГТУ |
|
|
|
Nе |
|
|
|
|
|
е |
|
|
|
. |
(1.42) |
||
B |
|
|
||||||
|
|
тг |
Q |
|
||||
|
|
|
|
|
нр |
|
||
1.5. Диагностирование ГПА в процессе работы и при выполнении ремонта
В объеме контроля параметров работы ГТУ эксплуатационный персонал в ряде случаев ведет замер и анализ температурного поля в пределах газовой турбины. В зависимости от типа ГТУ контролирующие термопары устанавливаются перед рабочими лопатками ТВД или за лопатками силовой турбины.
Проводя анализ температурного поля, можно сделать выводы по состоянию камеры сгорания, сопловых аппаратов ТВД и ТНД.
Идеальным считается вариант, когда окружность температурного поля имеет правильную форму, без пиков как на увеличение, так и на уменьшение температуры. Однако в реальных условиях идеальной окружности по температурному полю добиться невозможно, поэтому каждый тип ГТУ имеет допуск на разницу температур между min и mах.
189
Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов
Рис. 1.2. Распределение температурного поля на выхлопе турбины ГТК-25И (вид на турбину со стороны ЦБН):
А – термопары (№ 1–12); Б – изотермы на диаграмме
На рис. 1.2 приведена диаграмма температурного поля агрегата ГТК-25И. Газоперекачивающий агрегат ГТК-25И имеет 12 трубчатых (индивидуальных) камер сгорания, одну ступень ТВД и одну ступень ТНД. Замер температурного поля производится за ТНД, где установлены по окружности 18 термопар из хромеля-алюмеля. Показания термопар заведены в систему автоматической защиты по перекосу температурного поля. Также эксплуатационный персонал контролирует визуально на показывающем мониторе величину температуры выхлопа по всем термопарам. Ежедневно записывая показания термопар и строя эпюры температурного поля, эксплуатационный персонал анализирует статистический материал состояния газовоздушного
190