Аварийной остановки станции (КАОС)
В процессе эксплуатации компрессорной станции могут возникнуть внештатные аварийные ситуации, которые локализовать путем остановки одного ГПА или какого либо другого оборудования нельзя. К таким ситуациям относятся:
- пожар в машзале и галерее центробежных нагнетателей, который может перекинуться на соседние ГПА;
- разрывы газопроводов как на трассе, так и на территории КС, а также в случае прорыва газа через фланцы, прокладки и невозможности перекрыть газ запорной арматурой;
- любое возгорание на вспомогательном оборудовании, АВО газа, пылеуловителях, фильтр-сепараторах, блоках подогрева и подготовки топливного и пускового газа;
- стихийные бедствия, создающие угрозу оборудованию и жизни людей.
Эти ситуации можно предотвратить путем остановки компрессорной станции. Для этих целей на КС смонтирована система аварийного управления кранами и агрегатами, которая приводится в действие кнопкой, установленной на главном щите управления. Эта общестанционная система называется КАОС и расшифровывается: "Ключ-аварийной-остановки-станции".
При создании аварийной ситуации и включении ключа КАОС происходит следующее:
- аварийно останавливаются все газоперекачивающие агрегаты, закрываются краны № 1 и 2 и открываются свечи № 5.
- одновременно закрываются краны № 7 и 8 и открываются свечи № 17 и 18, а весь газ с технологических коммуникаций стравливается через эти свечи. Кран
№ 20 можно открыть только после выравнивания давления до и после крана;
- кроме этого, сменный оперативный персонал обязан отключить импульсный, топливный и пусковой газ на узле подключения до и после крана №20.
В случае отказов в перестановке любого из кранов № 7 и 8 и свечей № 17, 18 оперативный персонал должен перекрыть общестанционной системой управления "Вега" охранные краны № 19 и 21 и свечи охранных кранов, обеспечить вручную дозакрытие или открытие кранов. Необходимость установки такой общестанционной системы объясняется тем, что тушить пожар и локализовать аварию можно только после отключения подачи газа и как можно быстрее его отрезать от коммуникаций, чтобы очаги пожара или аварий не увеличивались.
Для проверки работоспособности этой системы в процессе эксплуатации раз в год перед плановой остановкой компрессорного цеха производится ее испытание по алгоритму, аналогичному аварийной ситуации.
В процессе эксплуатации раз в полгода необходимо производить испытания системы КАОС путем имитации, т.е. путем проверки поступления импульсного газа на узлы управления при отсоединенных рукавах высокого давления.
Регулирование и оптимизация режимов перекачки
Природного газа по МГП
Регулирование процессов перекачки – это обеспечение параметров работы компрессорных станций, соответствующих заданной пропускной способности трубопровода при оптимальной степени сжатия газа в ГПА [22].
Способ регулирования режима перекачки природного газа зависит от типа компрессорного оборудования действующей КС.
Если КС оборудована центробежными нагнетателями (ЦБН) с электроприводом, имеющим постоянное число оборотов, то регулирование осуществляют [17]:
- включением или отключением агрегатов КС;
- дросселированием давления газа на входе в нагнетатель с помощью кранов-регуляторов;
- байпасированием (перепуском) части газа с выкидной линии на приём нагнетателя, что позволяет понизить давление и подачу газа в МГП.
Степень сжатия ε и потребляемую мощность можно изменять, используя сменные или регулируемые входные направляющие аппараты (ВНА), которые устанавливаются на том же валу перед рабочим колесом и задача которых – изменить угол входа газа в рабочее колесо ЦБН.
При отклонении входящего потока газа в направлении вращения колеса (положительная закрутка) напор падает, ε снижается. При отклонении потока газа на входе в рабочее колесо в сторону, противоположную направлению вращения колеса (отрицательная закрутка) напор нагнетателя растет, ε несколько увеличивается.
В настоящее время ВНА нашли достаточно широкое применение на неполнонапорных нагнетателях. ВНА для полнонапорных нагнетателей пока еще очень сложны для эксплуатации и находятся в стадии совершенствования их конструкции и возможности регулирования.
Недостатки всех выше перечисленных методов регулирования режимов перекачки газа – это отсутствие плавного регулирования режима течения газа и рост энергетических и капитальных затрат на процесс перекачки газа.
Если КС оборудована центробежными нагнетателями с электроприводом, позволяющим изменять число оборотов вала, то регулирование режимов перекачки осуществляют изменением n в необходимую сторону.
При наличии центробежных нагнетателей с газотурбинным приводом регулирование осуществляется изменением расхода топливного газа, поступающего в камеру сгорания ГТУ, что ведет к изменению числа оборотов ротора ЦБН.
Регулирование работы компрессорных машин типа ГМК (поршневые компрессоры с газомоторным приводом) осуществляют изменением расхода топливного газа для ДВС, что изменяет число ходов поршня в цилиндре компрессора в единицу времени или изменением объёма вредного пространства в цилиндре, который можно изменять от 87 до 30-35 % от объёма цилиндра.
Если КС имеют в своём составе ЦБН с разными приводами, то ЦБН с
n = Const работает в каком-то базовом режиме, а регулирование осуществляется изменением числа оборотов вала турбины при газотурбинном приводе или вала электродвигателя, если число оборотов последнего не равно Const. Если при этом возникает необходимость отключения одной из машин, то отключают ЦБН с n = Const [21].
В дополнение к выше сказанному следует отметить, что независимо от способа регулирования получаемые значения величин "n", "ε", "Q", "N" должны находиться в пределах, указанных в паспортных данных на заданную компрессорную установку.
Приведенные выше расчетные уравнения (8.10, 8.18, 8.19, 8.27), опыт эксплуатации МГП позволяют рассмотреть некоторые общие закономерности о взаимосвязи пропускной способности трубопровода, параметров перекачки и способов регулирования режимов перекачки [2]:
1. Пропускная способность увеличивается с увеличением числа КС на заданном участке МГП, так как при этом растет давление во всей системе МГП.
2. Пропускная способность газопровода в значительной степени зависит от давления в начальной точке МГП и даже при небольшом его падении весьма ощутимо снижается. Давление газа в конце МГП может меняться в довольно большом диапазоне, однако, пропускная способность остается достаточно стабильной, изменяется лишь запас газа в конечном участке трубопровода. Чем больше число КС на данном участке МГП, тем меньше влияние конечного давления на пропускную способность трубопровода. Для начального давления зависимость обратная: чем больше КС на заданном участке трубопровода, тем в большей мере сказывается на пропускной способности трубопровода изменение начального давления.
3. Пропускная способность трубопровода снижается, если аварийно или по условиям работы имеется необходимость отключения какой-либо КС на заданном участке МГП. Снижение тем значительнее, чем ближе к началу располагается данная КС, максимальное снижение (примерно в ε раз, где ε – степень сжатия газа в компрессоре) наблюдается при отключении первой станции. Выход из строя последней КС заметного влияния на производительность перекачки не оказывает. Качественный характер изменения положения линий падения давления на участках МГП при отключении КС показан на рис. 8.10.
Рис. 8.10 Изменение режима работы газопровода при отключении КС
1 – первоначальный режим;
2 – режим после отключения КС4
Из рисунка видно, что при отключении КС проходящее давление на этой станции выше, чем давление всасывания на этой КС при стабильной работе газопровода. На всех предыдущих станциях давление всасывания Рв и давление нагнетания Рн также увеличатся, в то же время на всех последующих станциях линия изменения давления сместится вниз по отношению к первоначальному положению. На станции, расположенной непосредственно пред отключенной КС, повышения Рн будет максимальным и давление Рн может превысить допустимое по условию прочности труб. Возникает необходимость регулирования давления отключением агрегатов или снижением частоты снижения ротора нагнетателя на станциях, расположенных до отключенной КС.
4.При увеличении подачи газа в газопроводе давление всасывания и давление нагнетания на всех КС повышаются, и линии падения давления на участках МГП между компрессорными станциями располагаются выше по сравнению со своим первоначальным положением, при уменьшении подачи газа зависимость обратная.
Качественный характер изменения расположения линий давления в этих ситуациях показан на рис. 8.11.
Рис. 8.11 Изменение режима работы МГП при увеличении и уменьшении
подачи газа в магистральный газопровод
1 – первоначальный режим; 2 – подача газа увеличена; 3 – подача газа снижена
Параллельность при изменении положения линий отсутствует, так как изменение давления нагнетания не равно изменению давления всасывания, т.е. ∆Рн ≠ ∆Рв, соответственно изменяется степень сжатия ГПА и, более того, линия 2 может быть более крутой и тогда т. 2′ займет положение ниже т. 1′, в то же время линия 3 может быть более пологой и тогда т. 3′переместиться выше т. 1′. Иначе возможны случаи, когда при возрастании расхода газа давление всасывания на входе какой-то КС будет снижаться или, наоборот, снижение подачи газа в газопровод приведет к росту давления на входе КС. Давление нагнетания на данной КС может оставаться без изменений и тогда степень сжатия ε будет либо увеличиваться либо уменьшаться по сравнению с оптимальной ε, возникает необходимость регулирования режима транспорта газа.
Автор [2] отмечает, что при снижении подачи газа в трубопровод регулирование режима перекачки для сохранения степени сжатия ε при любом изменении давления всасывания происходит за счет снижения частоты вращения ротора ГТУ. Если вместе с ГТУ подключен ЦБН с электроприводом, имеющим постоянное число оборотов, то последний работает в базовом режиме и при необходимости (при приближении к зоне помпажа) может быть отключен.
С ростом подачи природного газа в МГП при любом давлении всасывания регулирование режима для поддержания необходимого давления и сохранения степени сжатия ε осуществляется увеличением частоты вращения вала нагнетателя или вводятся в работу дополнительные компрессорные машины, входящие в состав КС.
5. Расположение линий падения давления зависит от операций, связанных со сбросом газа промежуточным потребителям.
При сбросе характер изменения расположения линий падения давления выглядит следующим образом (рис. 8.12):
Рис. 8.12 Изменение режима работы трубопровода при наличии
промежуточного сброса газа
1 – первоначальная линия падения давления между КС;
2 – линия падения давления при промежуточном сбросе газа
Как видно из графика, при промежуточном сбросе газа давления Рн и Рв снижаются по всем участкам. В большей степени это характерно для КС, расположенных после сброса.
Производительность трубопровода снижается на участке после сброса и несколько возрастает на предыдущих участках, так как снижается сопротивление трубопровода. В некоторых случаях снижение производительности может достигнуть значений меньших минимальных, указанных в паспорте центробежного нагнетателя, что приводит к необходимости регулирования режима перекачки снижением частоты вращения вала нагнетателя, отключением агрегатов или КС, расположенных после сброса, сохраняя степень сжатия работающих машин.
6. При эксплуатации МГП нередко возникает необходимость подкачки газа из соседних трубопроводов. На рис. 8.13 показано изменение расположений линий давления при подкачках.
Рис. 8.13 Изменение режима работы МГП при периодической подкачке газа
1 – линия падения давления между КС без подкачки газа;
2 – линия падения давления с подкачкой газа
При подкачке наблюдается повышение давления на всех КС. Этот факт накладывает определенные требования к режиму перекачки, так как давление на работающих КС, особенно на КС3, КС4 может превышать допускаемое по прочности материала труб. Тогда также возникает необходимость регулирования давления на заданном участке МГП. Регулирование можно осуществить снижением числа оборотов вала ЦБН на КС3, КС2, КС1 или отключением части работающих машин на данных КС или осуществить пуск дополнительных нагнетателей. На КС-4, КС-5 необходимо повысит число оборотов вала работающих машин.
Правильность выбора режима работы МГП и способов его поддержания во время всего периода эксплуатации проверяется расчетом гидравлической эффективности магистрального газопровода – "Е" [19]. Под гидравлической эффективностью понимается численное значение отношения фактической производительности к теоретической за определенный период времени:
. (8.37)
Так как производительность по уравнению 6.11 обратно пропорциональна λ0,5, то можно также записать уравнение:
, (8.38)
где λтеор можно определить по уравнениям 8.12 и 8.13:
при режиме смешанного трения,
при режиме квадратичного трения.
По уравнению 6.11 определяется λфакт:
.
Затем рассчитывают гидравлическую эффективность.
Чем ближе значение Е к 1, тем выше гидравлическая эффективность к МГП.
Дата: 2019-02-18, просмотров: 432.
