База книг в электронке для ЭНН УТЭК / 1kumar_b_k_botakhanov_e_k_ekspluatatsiya_nasosnykh_i_kompress

Эксплуатация насосных и компрессорных станций

тракта и камер сгорания ГТУ. Исходя из анализа, планируется объем работы и определяются узлы, требующие тщательной поверки или замены.

Например, имеется пик низкой температуры на термопаре № 2. По заводской инструкции определяется камера сгорания, которая могла бы дать эту температуру. Как правило, на этой камере сгорания обнаруживается закоксование сопел топливной форсунки.

В турбоагрегатах ГТК-10И температурное поле оценивается по показаниям термопар, устанавливаемых в выхлопной шахте. Температура газов, отходящих от турбины, измеряется 18 термопарами, 12 из которых являются рабочими и подают постоянный сигнал в систему регулирования, а 6 – контрольными и служат для срабатывания системы защиты.

Рекомендации заводов-изготовителей и накопленный опыт эксплуатации позволяют утверждать, что состояние участка горения можно считать удовлетворительным, если разность между любой из измеренных температур и средней температурой на выхлопе будет не более 20 °С.

Провалы температуры чаще всего бывают вызваны дефектами в переходных патрубках в виде трещин большой длины или обрыва части уплотнительных пластин. Эти дефекты вызывают нарушение теплового баланса горения из-за интенсивного перетекания в зону горения воздуха из осевого компрессора.

Другим признаком, указывающим на возможный дефект переходного патрубка, может являться перегрев пламяперекидной трубы, обычно наблюдаемый как свечение участка, расположенного на входе в жаровую трубу. Явление перегрева связано с периодическими перетоками газов из камеры сгорания с номинальным давлением в камеру сгорания с пониженным давлением.

Основная опасность перекоса температурного поля заключается в неравномерности воздействия температуры газа на рабочую лопатку. Известно, что действие температуры на тело вызывает в нем температурные деформации расширения при нагреве, и сжатия – при охлаждении. Допустим, что рабочее тело, выходящее из одной камеры сгорания, имеет более низкую

191

Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов

температуру, чем у соседних. Тогда рабочая лопатка ротора, которая является самым нагруженным элементом турбины, входя в зону действия дефектной камеры, будет сжиматься, и, выйдя из нее, расширяться в зоне работы нормальной камеры сгорания. Это расширение-сжатие будет происходить с частотой вращения ротора. Под действием термоциклических деформаций быстро начинают развиваться усталостные микротрещины, и достаточно минимального внешнего воздействия в виде удара инородных частиц, чтобы произошел обрыв части пера лопатки, который ведет за собой лавинообразное разрушение соседних лопаток турбины.

Диагностика температурного поля на выхлопе турбины дает возможность проследить динамику изменения состояния зоны горения и определить влияние мероприятий ремонтного характера на состояние температурного поля.

На компрессорных станциях в системе подготовки масла к его использованию в ГПА организована очистка и контроль чистоты масла. Турбинное масло обычно проверяется на содержание воды и визуально – на мехпримеси.

В качестве диагностирующих приборов на компрессорных станциях нашли применение приборы контроля жидкости типа ПКЖ-904В, выпускаемые конверсионными предприятиями. Принцип работы прибора заключается в том, что порционный объем масла с контролируемой скоростью и температурой проходит через фотодатчик с высокими разрешающими характеристиками. Фотодатчик улавливает и фиксирует количество загрязнений и результат выдает на монитор. На мониторе показывается число инородных частиц в каждом контролируемом диапазоне их размеров. По результатам контроля класс чистоты жидкости выбирается из табл. 1.3 (ГОСТ 17216-71 "Промышленная чистота. Классы чистоты жидкостей").

192

Эксплуатация насосных и компрессорных станций

Таблица 1.3

Классычистотытурбинногомаслав зависимости от егозагрязнения

193

Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов

Частицами загрязнений считаются посторонние инородные тела, включая смолообразование, органические частицы, колонии бактерий и продукты их жизнедеятельности.

Воздушные пузырьки могут быть также приняты за инородное тело, поэтому одно из требований подготовки масла состоит в обязательном отстое егодополного удаления пузырьков.

На компрессорных станциях подготовка масла и очистка егов масляных фильтрах ГПАсоответствует классучистоты 9–10.

Применение указанных выше приборов позволит оперативно и качественно получать результаты анализа чистоты используемого масла и в случае стабильного роста мехпримесей в масле принять меры к устранению дефекта, вызывающего загрязнение, а также провести дополнительную очистку маслоочистительной установкой.

Используя бороскопы, можно провести быстрое, высококачественное визуальное диагностирование и исследование труднодоступных полостей газоперекачивающего оборудования без разборки и вскрытия ГПА.

На компрессорных станциях применяется эндоскопическое оборудование типов ЭТГ-202, ЭТГ-205 (отечественного производства), а также различные модели импортного производства. В комплект оборудования входят гибкие волоконно-оптические фиброскопы, жесткие бароскопы, блок управления (питания), окуляр. На конце гибкого фиброскопа или жесткого бороскопа установлена призма, передающая изображение к наружному окуляру. Для освещения объекта используется свет от блока управления, который передается по гибкому волоконному световоду.

Для проведения эндоскопирования проточной части газотурбинного агрегата в корпусе предусмотрены отверстия с заглушками. Схема расположения отверстий обычно обозначена в заводской инструкции к агрегату.

Эндоскопирование проводится для обнаружения коррозии, трещин, эрозии и инородных предметов в проточной части ГТУ и элементов камеры сгорания. Схема осмотра ГТУ бороскопом показана на рис. 1.3.

194

Эксплуатация насосных и компрессорных станций

Рис 1.3. Осмотр ГТУ бороскопом: 1 – осевой компрессор; 2 – ка-

мера сгорания; 3 –направляющие и рабочие лопатки ТВД; 4 – направляющие и рабочие лопатки ТНД; 5 – отверстие с заглушкой; 6 – бороскоп; 7 – перископическая призма; 8 – гибкий линзовый канал; 9 – окуляр; 10 – подсветка

Результаты ревизии с указанием мест расположения и характера дефектов заносят в специальный формуляр. Результаты эндоскопирования учитываются при планировании объемов ремонтных работ.

Газоперекачивающий агрегат, как правило, находится в постоянной эксплуатации; наработка с момента пуска до останова

195

Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов

доходит до несколько тысяч часов. За этот промежуток времени узлы подшипников, уплотнения и различные зубчатые пары навесного оборудования имеют механические износы. Величина этих износов, естественно, влияет на сроки вывода агрегата в ремонт.

При наличии информации о состоянии узлов и деталей по контролируемым параметрам, таким как вибрация, температура подшипников, а также замер мощности и КПД, важным дополнением к определению технического состояния ГПА является контроль времени выбега роторов ГТУ.

Замер времени выбега производится с момента прекращения горения топлива до снижения частоты вращения ротора до 100 об/мин. Эта частота обусловлена порогом чувствительности индукционных датчиков частоты вращения, получивших широкое применение в качестве датчиков скорости на ГТУ. Сигнал о прекращении горения определяется по датчику пламени в камере сгорания или по закрытию топливного клапана. Для электроприводных агрегатов – с момента отключения электроэнергии.

Для электроприводных агрегатов при определении времени выбега полный останов ротора приводного электродвигателя обычно фиксируют визуально. Причем здесь, в связи с наличием механической связи всех валоприводов установки, время выбега зависит от наличия газа в технологическом контуре ГПА.

Время выбега ротора регламентировано паспортными данными завода-изготовителя ГПА.

К снижению времени выбега роторов ГТУ может привести:

-ухудшениесостоянияподшипниковых узлов (узлов трения);

-заедание в зубчатых парах навесного оборудования.

В условиях работы ГТУ вся мощность, расходуемая в подшипниках, практически целиком превращается в теплоту, что приводит к повышению его рабочей температуры. При некоторой температуре, называемой предельной, работа подшипника на допускаемой частоте вращения становится ненадежной. Это объясняется, прежде всего, тем, что при повышенной температуре ухудшается смазка деталей подшипника, снижается надежность и несущая способность подшипника. Может произойти и разрыв масляного клина, что приведет к появлению натиров.

196

Эксплуатация насосных и компрессорных станций

Заедание наблюдается при работе зубьев без смазки, при недостаточной вязкости масла, при снятии масляной пленки острой кромкой зубьев при входе в зацепление, при выдавливании масла с рабочих поверхностей зуба при большой нагрузке.

К заеданию в зубчатой паре и повреждению подшипников приводит и наличие абразивных частиц в масле. Все это может сказываться на времени выбега ротора.

1.6. Причины увеличения энергетических затрат на транспорт газа и пути их снижения

В настоящее время в связи с переходом к рыночной экономике и ростом цен на электроэнергию доля электроприводных ГПА в общем объеме эксплуатируемых агрегатов в газовой промышленности уменьшается, а доля газотурбинных ГПА несколько увеличивается, что приводит к увеличению затрат природного газа на его транспортировку.

Известно, что основное потребление природного газа на собственные нужды КС приходится на топливный газ, используемый в качестве топлива в газотурбинной установке и составляющий примерно 8–10 % общего объема транспортируемого газа. В связи с этим основная задача снижения энергетических затрат на КС заключается прежде всего в экономии топливного газа на собственные нужды КС магистральных газопроводов.

Газотурбинные установки, используемые в качестве привода нагнетателя природного газа, наиболее чувствительны к изменению технического состояния своих элементов по сравнению с другими типами тепловых двигателей. С ухудшением технического состояния ГТУ для обеспечения мощности, необходимой для транспорта одного и того же объема газа, как правило, требуется увеличение расхода топливного газа. Основными источниками ухудшения техническогосостояния ГТУ являются:

-загрязнение проточной части осевого компрессора;

-увеличение радиальных зазоров в турбомашинах и в концевых уплотнениях;

197

Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов

-коробление и прогар жаровой трубы камеры сгорания и, как следствие, увеличение неравномерности температурного поля на входе в турбину;

-утечки воздуха в регенераторе.

Загрязнению проточной части компрессора подвержены практически все типы эксплуатируемых ГПА, причем разные типы ГТУ в одинаковых условиях по интенсивности загрязнения имеют различное снижение мощности. Например, агрегаты ГТК-25И и ГТК-10И, имеющие постоянную частоту вращения турбокомпрессора, наиболее чувствительны к загрязнению проточной части компрессора. Практикой установлено, что наибольшую эффективность восстановления параметров ГТУ имеет периодическая чистка компрессора через каждые 1–2 тысячи часов наработки, при этом удается восстановить до 80 % снижения мощности ГТУ.

Увеличение радиальных зазоров в турбомашинах и концевых уплотнениях связано главным образом с несовершенством конструкции и повышенной чувствительностью к режимам пуска и остановки, то есть к резким изменениям температуры рабочего тела. В качестве примера на рис. 1.4 показаны характеристики ГПА ГТН-25-1, установленного на КС "Донское", снятые экспериментально в начале эксплуатации и после 2400 ч наработки. Как видно, за время эксплуатации произошло снижение практически всех показателей ГПА. Приведенная мощность ГТУ снизилась на ~ 4 МВт, КПД установки – на 0,5–0,6 % и т. д. После разборки агрегата было обнаружено, что основной причиной снижения мощности явилось увеличение радиальных зазоров в турбине низкого давления.

Опыт эксплуатации ГТУ регенеративного цикла с использованием пластинчатых регенераторов показал, что они являются дополнительным источником потерь мощности из-за потери герметичности регенераторов. Восстановление мощности ГТУ в этом случае практически невозможно из-за неремонтопригодности регенераторов в станционных условиях.

В настоящее время в рамках модернизации ГПА производится замена пластинчатых регенераторов на трубчатые, имеющие степень регенерации 0,8. Преимущества конструкции

198

Эксплуатация насосных и компрессорных станций

трубчатых регенераторов заключаются в возможности свободного перемещения трубок с горячим теплоносителем относительно корпуса регенератора, что снимает температурные напряжения в местах их крепления к трубным доскам, а следовательно, исключает их поломку. Кроме того, трубчатые регенераторы допускают возможность их ремонта в условиях КС, в частности, путем заварки и исключения из работы негерметичных трубок. Примерами трубчатых регенераторов могут служить: регенератор РВП-2400 Подольского машиностроительного завода, устанавливаемый на ГТ-750-6, и регенератор фирмы "Нуово-Пиньоне", используемый при реконструкции ГТК-25И.

К ухудшению технического состояния ГТУ приводят коробление и прогар жаровой трубы камеры сгорания, в результате чего увеличивается неравномерность температурного поля и, как следствие, снижение мощности ГТУ за счет дополнительного ограничения температуры газа перед турбиной высокого давления.

Причиной увеличения энергетических затрат, не являющейся следствием ухудшения технического состояния ГТУ, является подогрев воздуха на входе осевого компрессора. Подогрев циклового воздуха происходит при включении антиобледенительной системы, а также при установке на входе ГТУ маслоохладителей. Принцип работы антиобледенительной системы заключается в подаче горячего сжатого воздуха, отбираемого за компрессором (регенератором), или продуктов сгорания, отбираемых на выходе ГТУ и подаваемых на вход осевого компрессора. Начальная температура циклового воздуха при этом повышается на 3–10 °С в зависимости от типа ГТУ и количества отбираемого воздуха (продуктов сгорания). Расчеты показывают, что увеличение температуры воздуха на входе ГТУ на 1 °С практически для всех типов ГПА приводит к снижению относительной располагаемой мощности на 1,2–1,5 % и относительного эффективного КПД на 0,46–0,65 %.

199

Б. К. Кумар, Е. К. Ботаханов

Рис. 1.4. Характеристики агрегата ГТН-25-1: на начало эксплуатации; после наработки = 2400 ч

Эффективность транспорта газа определяется также и техническим состоянием нагнетателя (см. раздел 1.5). Кроме того, как показывает анализ эксплуатации нагнетателей, режимы их работы не всегда соответствуют оптимальным значениям по КПД, что связано с несогласованностью характеристик нагнета-

200