Организация эксплуатации цехов с газотурбинным приводом

Под понятием «техническая эксплуатация ГПА» понимается выпол­нение комплекса технических и организационных мероприятий, обеспе­чивающих эффективное использование и длительное поддержание на высоком техническом уровне состояния газоперекачивающего и вспо­могательного оборудования компрессорных станций. Это значит,что план транспорта газа, при эксплуатации газоперекачивающего обору­дования необходимо выполнить с минимальными расходами топливно­го газа и смазочного масла, отсутствием вынужденных и аварийных остановок ГПА и обеспечением номинальной загрузки агрегатов.

Высокий уровень эксплуатации ГПА достигается прежде всего вы­полнением следующих основных положений:

• точным и неукоснительным знанием и выполнением эксплуатацион­ным персоналом КС инструкций заводов-изготовителей, «Правил технической эксплуатации магистральных газопроводов» и других нормативных документов, действующих в системе ОАО «Газпром»;

• соблюдением и выполнением установленных сроков проведения пла­ново-предупредительных ремонтов (ППР) основного и вспомогатель­ного оборудования, а также своевременным выполнением профилак­тических остановок компрессорных цехов;

• организацией работ по повышению надежности и эффективности ра­боты газоперекачивающего и вспомогательного оборудования, а при необходимости и выполнения работ по реконструкции и техническо­му перевооружению компрессорной станции;

• создание условий для безопасной и безаварийной работы обслужи­вающего персонала.

Для обеспечения качественного уровня эксплуатации ГПА необхо­дим постоянный и надежный контроль за его работоспособностью как

Эксплуатация ГПА с газотурбинным приводом

функционирования ГПА в целом, так и отдельных его элементов в соот­
ветствии с техническими условиями на всех режимах работы. Контроль
проводится эксплуатационным персоналом по показателям, объем и
точность измерений которых должны быть достаточными для обосно­
ванного вывода о соответствии фактических показателей агрегата нор­
мативным. В соответствии с этим эксплуатационный (дежурный) пер­
сонал КС обязан поддерживать заданный оптимальный режим работы
ГПА, осуществлять контроль и периодическую регистрацию эксплуа­
тационных параметров, анализировать их отклонение от нормальных
величин, принимать меры по предупреждению опасных режимов ра­
боты. _Л

Организация эксплуатации осуществляется целым рядом эксплуата­ционных служб, входящих в состав линейных управлений. Среди них основными являются службы:

• газокомпрессорная, обеспечивающая организацию эксплуатации ме­ханической части основного технологического оборудования и трубных обвязок КС, а также всего вспомогательного оборудова­ния, участвующего в транспорте газа;

• энерговодоснабжения, обеспечивающая эксплуатацию электротех­нического оборудования КС, а также систем: тепловодоснабжения и промышленной канализации;

• контрольно-измерительных приборов и АСУ, обеспечивающая эксп­луатацию средств автоматизации основного и вспомогательного оборудования КС и телемеханики.

Производственные задачи, права и обязанности инженерно-техни­ческих работников этих служб определяются положениями и должност­ными инструкциями. Непосредственное управление и контроль за ре­жимом работы КС осуществляется сменным персоналом и центральной диспетчерской службой (ЦДС) объединения.

Для обеспечения нормальной эксплуатации должны быть обязатель­но выполнены следующие условия:

• к эксплуатации ГПА должен допускаться только персонал, прошед­ший специальное обучение, сдавший экзамен и получивший разре­шение на самостоятельную работу;

• эксплуатационный персонал должен быть обеспечен необходимой технической документацией: инструкциями заводов-изготовителей, проектно-исполнительной документацией, соответствующими инст-

рукциями по обслуживанию оборудования КС, в которые своевре­менно должны вноситься изменения и дополнения;

эксплуатационный персонал должен быть обеспечен необходимыми оборотными средствами и запасными частями и приспособлениями (ЗИП) для поддержания оборудования в соответствии с технически­ми условиями (ТУ) заводов-изготовителей.

3.2. Схемы и принцип работы газотурбинных установок

Термин турбина происходит от латинского слова turbineus - вихреоб-разный, или turbo - волчок. Турбина и есть двигатель, в котором механи­ческая работа на валу силовой турбины получается за счет преобразова­ния кинетической энергии газовой струи, которая, в свою очередь, полу­чается в результате преобразования потенциальной энергии - энергии сгоревшего топлива, подведенного к камере сгорания, в поток воздуха.

В основе современных представлений о превращении теплоты в ра­боту в двигателях внутреннего сгорания лежат два важнейших положе­ния термодинамики: во-первых, невозможность создания вечного дви­гателя первого рода, т.е. такого двигателя, который без затраты какой-либо энергии может производить механическую работу ( следствие пер­вого начала термодинамики) и, во-вторых, невозможность создания веч­ного двигателя второго рода, в котором бы теплота полностью превра­щалась в работу (следствие второго начала термодинамики).

Поэтому непременным условием создания любого теплового двига­теля является наличие материальной среды - рабочего тела и, по мень­шей мере, двух тепловых источников: источника высокой температуры (нагреватель), от которого получают теплоту для преобразования час­ти ее в работу, и источника низкой температуры, которому отдается часть неиспользованной в двигателе теплоты.

Следовательно, каждый двигатель внутреннего сгорания должен состоять из нагревателя, расширительной машины, холодильника и ком­прессорной машины. Так как процесс превращения теплоты в работу происходит непрерывно, то необходимо непрерывно, наряду с расшире­нием, осуществлять процесс сжатия рабочего тела, причем при таких условиях, чтобы работа сжатия была естественно меньше работы рас­ширения. Получаемая полезная работа определяется как разность ра­бот расширения и сжатия рабочего тела.

Характерной особенностью осуществления круговых процессов в газотурбинных двигателях является то, что все основные процессы цикла

Эксплуатация ГПА с газотурбинным приводом

- сжатие, подвод теплоты, расширение непрерывно осуществляются в различных элементах двигателя (компрессор, камера сгорания, газовая турбина), расположенных последовательно по ходу рабочего тела.

В зависимости от способов подвода теплоты к рабочему телу, орга­низации процессов сжатия и расширения рабочего тела, газотурбинные установки могут быть выполнены по различным схемам (рис. 3.1). ГТУ простейшего цикла в механическом отношении могут быть выполнены как одновальные (зис. 3.1,а), так и двухвальные (рис. 3.1,6).

В одновальных установках все элементы газоперекачиваюшего агрегата (ГПА) - осевой компрессор, газовая турбина и нагнетатель находятся на одном валу, что естественно приводит к тому, что при работе все они имеют одну и ту же частоту вращения. Различный закон изменения характеристик газопровода и одновальной ГТУ при­водит к тому, что при снижении частоты вращения, одновальная ГТУ быстрее теряет мощность, чем снижается мощность, потребляемая нагнетателем. Это приводит к тому, что одновальная ГТУ будет обеспе­чивать режим работы нагнетателя только в ограниченном диапазоне изменения частоты вращения. При ухудшении КПД нагнетателя или элементов ГТУ осуществить оптимальную работу ГПА с приводом от одновальной ГТУ без перепуска и дросселирования газа или без суще­ственного повышения температуры газа перед ТВД будет уже трудно. Все это привело к тому, что в настоящее время одновальные ГТУ для перекачки газа на газопроводах не используются.

В установках с разрезным валом, или с независимой силовой турби­ной, где вал полезной мощности выделен от турбокомпрессора, нет та­кой однозначной связи и нагнетатель может практически иметь любую частоту вращения, ему необходимую. Следовательно, у двухвальной ГТУ каждому режиму работы системы ГТУ - нагнетатель, т.е. требова­нию N/N_Q = idem, соответствует ряд значений п/п₀ по компрессору в границах изменения температуры наружного воздуха (при заданной тем­пературе газов перед турбиной) или наоборот.

При постоянной частоте вращения вала осевого компрессора и пере­менной частоте вращения силового вала, температура перед газовой турбиной высокого давления может практически оставаться постоян-ной в достаточно широком диапазоне изменения частоты вращения вала силовой турбины. Это значит, что полезная мощность ГТУ будет изме­няться пропорционально изменению КПД силовой турбины.

Кроме того, двухвальные ГТУ имеют несколько лучшие экономи­ческие характеристики не только на частичных нагрузках, но и на рас­четной, когда одновальная установка, имея некоторый запас по мощно-

Рис. 3.1. (а,б) - Простейшие схемы ГТУ открытого типа; (в) - ГТУ с регенерацией теплоты отходящих газов; (г) - ГТУ простого цикла с двумя компрессорами; (д) - ГТУ с промежуточным отводом теплоты при сжатии и

промежуточном теплоты при расширении с регенерацией теплоты:

К - осевой компрессор; КС. - камера сгорания; Р - регенератор; ТВД - турбина

высокого давления; ТНД - турбина низкого давления; ТСД - турбина среднего

давления; Н - нагнетатель; ПО - рекуператор (промежуточный холодильник)

ста, на номинальной нагрузке будет обеспечивать режим работы нагне­тателя ниже расчетного.

Благодаря этим особенностям, двухвальные установки с регенера­цией (3.1 в) и без регенерации (3.16) теплоты отходящих газов и получи­ли широкое распространение на газопроводах.

Рабочий процесс установки с регенерацией теплоты отходящих га­зов осуществляется следующим образом: атмосферный воздух после

9. А. Н. Козаченко

Эксплуатация ГПА с газотурбинным приводом

прохождения системы фильтров (на схеме они не показаны) и сжатия в осевом компрессоре (К) поступает в воздухоподогреватель (регенера­тор) (Р), где за счет использования теплоты отходящих из турбины газов его температура повышается на 200-250 °С. После регенератора сжа­тый воздух поступает в камеру сгорания (КС), куда одновременно извне подводится топливный газ. В результате сжигания топлива температу­ра образовавшихся продуктов сгорания перед газовой турбиной высо­кого давления (ТВД) доводится до величины, обусловленной жаростой­костью дисков и лопаток турбины. После расширения в газовой турби­не продукты сгорания проходят регенератор, в котором они частично охлаждаются, отдавая часть теплоты воздуху, идущему из осевого ком­прессора в камеру сгорания, и затем через дымовую трубу выбрасыва­ются в атмосферу.

Сверху.рис. 3.1 в показаны процессы, характеризующие образова­ние цикла ГТУ в координатах P-vuT-S. На этих графиках процесс 1-2- характеризует сжатие в осевом компрессоре; 2-3 - процесс подво­да теплоты в регенераторе и камере сгорания; 3-4 - процесс расширения рабочего тела в газовой турбине; 4-1- процесс выхлопа рабочего тела в атмосферу. Здесь же приведен цикл ГТУ и в координатах T-S. Линия­ми 1-2' и 3-4' отмечены соответственно реальные процессы сжатия и расширения рабочего тела в цикле, штриховыми 1-2 и 3-4 - процессы сжатия и расширения в идеальном цикле ГТУ.

Коэффициент полезного действия установок с регенерацией теплоты отходящих газов при существующих параметрах цикла может дости­гать величины 32-35%, что во всех случаях при тех же параметрах цик­ла на 4-5% больше, чем в установках без регенерации теплоты отходя­щих газов.

В настоящее время около тысячи агрегатов, в основном мощностью 6 и 10 МВт, эксплуатируются в ОАО «Газпром» с пластинчатыми реге­нераторами теплоты (рис. 3.2). Однако необходимо отметить, что эти пластинчатые регенераторы имеют ряд конструктивных и технологи­ческих недоработок, которые после нескольких десятков пусков и оста­новок ГТУ начинают сказываться на потере герметичности регенерато­ра. В результате регенератор теряет свои показатели, падает степень регенерации, а следовательно и ухудшаются характеристики ГТУ. В настоящий момент на смену им приходят трубчатые и тёрмопластин-чатые регенераторы.

Регенераторы экономически эффективно устанавливать на комп­рессорных станциях, где загрузка по времени работы составляет не менее 80 %. Чисто конструктивно такие ГТУ имеют низкую степень сжатия за осевым компрессором и вследствие этого, получается значи-

Рис. 3.2. Воздухоподогреватель (регенератор) пластинчатого типа: 1 - теплообменные поверхности; 2 - ребра; 3 - коллектор; 4 - опора

глава 3

тельная разница температуры воздуха за осевым компрессором и темпе­ратуры отработанных газов, что обеспечивает высокий коэффициент регенерации теплоты в ГТУ.

Тем не менее, регенерация теплоты отходящих газов с использовани­ем герметичных регенераторов (в частности, трубчатых) остается од­ним из наиболее доступных и термодинамически эффективных спосо­бов повышения экономичности ГТУ в эксплуатационных условиях, ког­да одним из главных направлений по дальнейшему совершенствова­нию газотранспортной системы страны является разработка и использо­вание ресурсоэнергосберегающих технологий при транспорте природ­ных газов.

О целесообразности использования регенеративных ГТУ на КС сви­детельствует и тот факт, что в последние годы отмечены случаи перево­да ряда эксплуатируемых безрегенеративных установок типов ГТК-1ОИ и ГТК-25И на работу по регенеративному циклу с использованием для этого регенераторов трубчатого типа (рис. 3.3).

Вопрос о целесообразности применения регенеративных ГТУ на газопроводах должен решаться на основе термодинамических и ос­нованных на них технико-экономических расчетах с учетом накоп­ленного опыта эксплуатации установок подобного типа и для каж­дой конкретной станции индивидуально, исходя из цены на энергоно­сители.

На рис. 3.1 г приведена схема ГТУ простого цикла с двумя осевыми компрессорами без промежуточного охлаждения воздуха между ними и независимой силовой турбиной для привода нагнетателя. Установки подобных схем, созданные по типу авиационных ГТУ, позволяют полу­чить в цикле высокую степень сжатия (до 18-25) и обеспечить оптималь­ную работу компрессоров на пусковых и переменных режимах. Высо­кая степень сжатия при относительно высоких температурах продуктов сгорания перед турбиной, позволяет получить в таких установках КПД на уровне 33-35% и выше. Компактность таких установок достигается размещением обоих компрессоров, камер сгорания и газовых турбин в одном корпусе. Привод компрессоров низкого и высокого давления осу­ществляется соответственно от турбины среднего и высокого давления, используя схему «вал в валу».

Опыт эксплуатации газоперекачивающих агрегатов типа ГТН-25-1, производства НЗ Л, который реализовал этот цикл с двумя осевыми ком­прессорами, показал, что агрегаты данной конструкции имеют очень низкую надежность и большие затраты при проведении ремонта.

Газотурбинные установки более сложных теплотехнических схем (рис. 3.1д) - с промежуточным отводом теплоты в процессе сжатия, про-

Эксплуатация ГПА с газотурбинным приводом

Рис. 3.3. Воздухоподогреватель (регенератор) трубчатого типа:

1 - трубчатый пучок; 2 - трубная доска; 3 - разделительная трубная доска;

4 - камера продуктов сгорания; 5 - коллектор; 6 - опора

Эксплуатация ГПА с газотурбинным приводом

Рис. 3.4.Цикл ГТУ с промежуточным отводом теплоты в процессе сжатия и промежуточным подводом теплоты в процессе расширения

межуточным подводом теплоты в процессе расширения и с регенерато­ром, при существующих достижениях в области компрессоростроения и турбостроения позволяют достичь КПД установки на уровне 43-47%. Цикл такого двигателя в координатах Р- F приведен на рис. 3.4.

По линии 1-2 здесь осуществляется сжатие воздуха в компрессоре К1 с подводом к нему работы (L_Kl) от турбины среднего давления (см. рис. 3.1д), по линии 2-3 осуществляется отвод теплоты от воздуха в промежуточном холодильнике (ПО). По линии 3-4 осуществляется дальнейшее сжатие воздуха в компрессоре высокого давления (К₂), с подводом к нему работы (L_K2) от турбины высокого давления. По ли­нии 4-6 осуществляется подвод теплоты, вначале в регенераторе на участке 4-5, а затем в камере сгорания высокого давления (КС,). Пос­ле камеры сгорания (КС,), продукты сгорания расширяясь в ТВД, со­вершают работу (£,_т1), идущую на привод компрессора (К^). После ТВД продукты сгорания направляются в камеру сгорания (КС₂), где их тем­пература за счет дополнительного подвода теплоты на линии 7-8 вновь доводится до уровня температуры, равной температуре пе­ред ТВД. По линии 8-9 происходит дальнейшее расширение продук­тов сгорания, вначале в турбине среднего давления и далее в силовой турбине с получением работы. Работа турбины среднего давления идет

на привод компрессора (К,), работа силовой турбины - на привод по­лезной нагрузки.

Рассмотренный трехвальный двигатель с теплотехническими мероп­риятиями позволяет получить не только высокий КПД на расчетной на­грузке, но и практически удержать его при нагрузке до 50-60% от номи­нальной, имея максимум КПД в интервале 80-90% номинальной мощ­ности.

При кажущейся сложности такой трехвальный двигатель может быть выполнен весьма компактным.

Повышение экономичности ГПА с газотурбинным приводом за счет рационального использования теплоты отходящих газов, можно доста­точно хорошо осуществить путем использования установок так назы­ваемого парогазового цикла (рис.3.5), сочетающих в себе цикл газовой турбины на уровне высоких температур рабочего тела и цикл паровой турбины, работающий на отходящих продуктах сгорания ГТУ. По этой схеме продукты сгорания ГТУ после турбины низкого давления посту­пают в котел-утилизатор для выработки пара высокого давления. По­лученный пар из котла-утилизатора поступает в паровую турбину, где, расширяясь, вырабатывает полезную работу, идущую на привод на­гнетателя или электрогенератора. Отработанный пар после паровой тур­бины проходит конденсатор, конденсируется и полученная жидкость насосом вновь направляется в котел-утилизатор, замыкая цикл силовой установки. Схема цикла парогазовой установки в координатах T-S при­ведена на рис.3.6.

На этой схеме в верхней ее части показан цикл ГТУ, в нижней час­ти - цикл паросиловой установки. На линии 1-2 цикла ГТУ осуществ­ляется процесс сжатия воздуха в осевом компрессоре, на линии 2-3 -подвод теплоты в регенераторе и камере сгорания, на линии 3-4 - про­цесс расширения продуктов сгорания в турбине, на участке 4-5 линии 4-1 - осуществляется отвод теплоты от продуктов сгорания, прошед­ших газовую турбину к воде и пару в котле-утилизаторе паросиловой установки.

Подвод теплоты к воде в котле-утилизаторе идет на линии Г-2', где она нагревается до температуры кипения. Дело в том, что температура воды на входе в котел-утилизатор практически равна ее температуре на выходе из конденсатора и лежит значительно ниже температуры кипе­ния, соответствующей давлению воды ( Р) на выходе из насоса. Поэто­му в паровом котле вода вначале нагревается при постоянном давле­нии (Р ) до температуры кипения по линии 1 '-2' и испаряется, превраща­ясь в сухой насыщенный пар (линия 2'-3'). Полученный пар поступает в пароперегреватель, который обычно составляет одно целое с паровым

Эксплуатация ГПА с газотурбинным приводов

Рис.3.5. Принципиальная схема ПГУ с котлом- утилизатором: ОК - осевой компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина;

Н - нагнетатель; КУ - котел-утилизатор; ПТ - паровая турбина;

ЭЛ - электрогенератор; К - конденсатор; КН - конденсатный насос;

Д - деаэратор; ПН - питательный насос

котлом, перегревается там (линия 3'-4) до нужной температуры (t) и за­тем поступает в паровую турбину, где расширяется по линии 4'-5'. На линии 5'-Г пар конденсируется в конденсаторе и вода насосом вновь подается в котел-утилизатор. Цикл замыкается.

Установки подобных схем находят применение в стационар­ной энергетике, отдельные образы используются на газопроводах Германии: В 1995 г. была принята в эксплуатацию первая опыт­но-промышленная парогазовая установка в России на КС «Грязо-вец» на базе ГТН-25 и паротурбинной установки мощностью 10 МВт. В настоящий момент разрабатывается большой ряд уста­новок парогазового цикла, мощностью от 0,5 до 6 МВт, которые будут применяться на компрессорных станциях для выработки электроэнергии. КПД схем подобных установок может достигать величины 45-50%. В значительной степени это зависит от значе­ния мощности, которая при этом вырабатывается паровой турби­ной. Однако к недостаткам этой схемы следует отнести опреде­ленное удорожание энергопривода КС, усложнение эксплуатации подобных установок на газопроводах, особенно в суровых при-родно-климатических условиях, необходимость водоподготовки и т.д. Все это позволяет утверждать, что эти установки не выйдут из стадии использования на КС отдельных опытно-промышленных образцов.

Предпочтение в эксплуатации будет отдаваться главным образом двухвальным установкам простейших схем с регенерацией или без реге­нерации теплоты отходящих газов.

Рис. 3.6.Схема цикла парогазовой установки в координатах Т - S

Подготовка ГПА к пуску

луатации и зависит прежде всего от того, из какого состояния пускается агрегат.

Пуск ГПА может производится из следующих состояний:

• «горячий резерв»;

• «резерв»;

• после выполнения ремонта ГПА;

• первый пуск после монтажа.

При нахождении агрегата в состоянии «горячий резерв» на нем не требуется выполнять каких-либо подготовительных работ; на агрега­те необходимо только поддерживать предпусковые условия, которые обеспечат его немедленный запуск от кнопки «Пуск».

На агрегате, находящимся в «резерве», пуск можно обеспечить че­рез 1,5-2 ч, в зависимости от типа ГПА после получения указания дис­петчера. Это время необходимо для подогрева масла, проверки состоя­ния элементов управления запорной арматуры, подачи напряжения и т.п.

Наибольший объем подготовительных работ на ГПА выполняется перед первым пуском после монтажа, т.е. в процессе пусконаладочных работ.

Рассмотрим объем работ, выполняемых на ГПА после проведения на нем среднего, капитального ремонта или регламента, как наиболее ха­рактерного для текущей эксплуатации.

При подготовке ГПА к пуску необходимо:

• провести внешний осмотр оборудования и убедиться в отсутствии посторонних предметов, особо тщательно проверить отсутствие^сгЬ-рючих материалов, а также баллонов с кислородом или пропаном;

• выполнить осмотр входного и выходного тракта ГПА (газоходов и воздуховодов), а также воздухозаборной камеры на отсутствие посторонних предметов, надежного крепления фильтров на вса-се;

• выполнить контрольный анализ масла и проверить его уровень в маслобаке и гидрозатворе переливного устройства;

• убедиться, что температура масла в маслобаке выше 25 °С, при необ­ходимости обеспечить его подогрев;

• проверить положение опор ГПА, опор и компенсаторов трубопрово­дов, тяг,связей, фундаментов и дистанционных болтов, шпонок, ус-

тройств контроля температурных расширений корпусов ГПА, воз­духоводов и газоходов;

• проверить положения запорной арматуры в обвязке ГПА. При этом краны № 5, 3 бис, 9,10 должны быть открыты, а краны №1,2,4,6, 11, 12, 13, 14, 15 закрыты;

• убедиться в готовности к действию системы загазованности, систе­мы и средств пожаротушения;

• при температуре наружнего воздуха от +3°С до -5°С необходимо включить систему антиобледенения;

• проверить наличие и оформление всей ремонтной документации;

• убедиться в наличии необходимого давления топливного и пусково­го газа, в открытии вентилей на подачу импульсного газа к запорной арматуре;

• подать оперативное напряжение на системы управления и силовое напряжение на остальные системы и устройства агрегата.

Здесь перечислен основной набор работ, который в обязательном порядке необходимо выполнять при подготовке ГПА к пуску после ре­монта. Однако каждый ГПА имеет свои специфические требования, учи­тывающие его конструктивные и технологические особенности. Так для ГПА контейнерного и блочного исполнения перед пуском необходимо проверить работу вентиляторов наддува и отсоса пыли, прогреть до температуры +5°С отсек блока двигателя и т.д.

В любом случае предпусковые работы проводятся по специальной технологической маршрутной карте, которая учитывает все особеннос­ти ГПА и его систем на компрессорной станции.

После проведения подготовительных работ в соответствии с инструк­циями заводов-изготовителей необходимо путем комплексного опробова­ния или имитации произвести проверку защит и сигнализации ГПА.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: