КОМПРЕССОРНАЯ СТАНЦИЯ КАК ЭЛЕМЕНТ ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ ПО ГАЗОПРОВОДАМ. 11 страница

Средние значения коэффициентов теплопередачи для АВО различных типов, используемых на газопроводах, изменяются в диапазоне 20-35 Вт/м^{2 0}С; поверхности теплообмена F и коэффициенты оребрения, а также другие показатели АВО различных схем характеризуются данными табл. 8.1.

В настоящее время количество АВО на КС достигает 20 и более установок. Практически каждый АВО снабжен двумя вентиляторами с приводом от электродвигателей мощностью от 20 до 40 и более кВт ( табл. 8.1 ).

Сочетание работающих, полностью отключенных и частично работающих АВО ( в аппарате не все вентиляторы включены ) образует множество различных схем соединения, обеспечивающих режимы теплообмена в условиях вынужденной и свободной конвекции.

Естественно, что при различных схемах включения вентиляторов в работу в системе общего охлаждения газа, происходит определенное перераспределение съема тепла, что в конечном итоге и будет определять конечную температуру охлаждения газа:

t_охл.= ( 8.6 )

где m₁, m₂, m₃ – соответственно число АВО, работающих с полностью включенными, частично включенными и полностью отключенными вентиляторами; t₁, t₂, t₃ – соответственно температуры охлаждения газа в АВО, работающих со всеми включенными, наполовину включенными и полностью отключенными вентиляторами.

В эксплуатационных условиях аппараты охлаждения газа могут иметь различные температурные показатели своей работы, в силу, например, различной степени загрязнения теплопередающей поверхности нагрева. Для сравнения эффективности работы находящихся на КС АВО, можно использовать коэффициент температурной эффективности работы аппарата ( или его секции ), записанной в форме:

( 8.7 )

где – t_ох. – температура газа после охлаждения в одном АВО ( или в одной секции АВО ); t_нар. – температура наружного воздуха; t_наг..- температура газа на выходе нагнетателя. Таким образом вводимый коэффициент ( ) характеризует степень эффективности каждого из рассматриваемых аппаратов или его секции.

В условиях эксплуатации АВО на КС с умеренными температурами наружного воздуха, включение вентиляторов в работу следует начинать с ряда вентиляторов, расположенных ближе к входящим потокам транспортируемого газа, так именно здесь будет иметь место наибольшая разность температур между нагревающим и нагреваемым потоками и, следовательно, при заданной температуре охлаждения на это потребуется меньшее число работающих АВО. Первый ряд АВО со стороны поступающего газа снимает примерно 65-70 % общего теплообмена в системе охлаждения. Второй же ряд аппаратов, потребляя одинаковую с первым рядом такую же мощность, будет снимать только оставшиеся 30-35% теплосъема, что в целом будет приводить к снижению эффективности работы АВО в целом.

В северных районах страны, в условиях низкой температуры наружного воздуха, целесообразнее в первую очередь включать в работу второй ряд аппаратов АВО относительно к направлению поступающего на охлаждение технологического газа. Это позволяет использовать для первого ряда вентиляторов эффект свободной конвекции для охлаждения технологического газа. Второй ряд вентиляторов будет осуществлять роль резервных аппаратов и включаться в работу в случае необходимости.

В зимний период эксплуатации АВО газа, имеют место режимы работы систем охлаждения, при которых все АВО работают при отключенных вентиляторах, осуществляя охлаждение газа в заданных пределах только за счет действия свободной конвекции.

Рассмотрим действие системы охлаждения за счет использования АВО на примере при следующих исходных данных: температура грунта t_гр.= +15⁰С; температура газа при входе в газопровод при отключенных АВО t₁ =55⁰C, а при работающих АВО – 40⁰С; давление газа на входе в трубопровод Р₁ = 7,5 МПа, в конце трубопровода Р₂ = 5,2 МПа. Объемный расход газа по газопроводу Q=150 млн. м³/сут.; массовый расход G = 495 кг/с. Интегральное значение коэффициента Джоуля-Томсона D_h =5,2 К/МПа; коэффициент теплопередачи по газопроводу к = 1,25 Вт/м²К; теплоемкость природного газа С_р = 2165 Дж/кг⁰С. Длина рассматриваемого участка газопровода L = 100⁵ м; диаметр газопровода D=1,42 м. Газопровод горизонтальный,

Температуру газа в конце участка газопровода, т.е. на входе в последующую станцию можно определить по уравнению Н. И. Белоконь:

(8.7)

где T₀ , T_H – соответственно температура окружающей среды и начальная температура транспортируемого газа; х – расстояние от начала газопровода до рассматриваемой точки; а - Комплекс называется параметром В.Г. Шухова.

В уравнении ( 8.7 ) второе слагаемое после знака равенства характеризует внешний теплообмен, третье – изменение температуры за счет эффекта Джоуля-Томсона ( температура газа понижается, так как дроссель-эффект положительный ), четвертое характеризует изменение температуры газа в зависимости от его положение по высоте.

Для рассматриваемого примера, при принятых исходных данных, численное значение безразмерного комплекса ах, составит:

ах =

Температура транспортируемого газа в конце газопровода при отключенных АВО по ( 8.7 ) для составит:

Аналогичным образом определяется температура газа в конце рассматриваемого участка и при работающих АВО:

Средние температуры газа на рассматриваемых участках, определяемые как средние арифметические величины: в первом случае Т_ср. =314,2 К, а во втором – Т_ср. = 303,3 К.

Соотношение производительностей газопровода примерно соответствует соотношению средних температур транспортируемого газа:

Следовательно, производительность газопровода на рассматриваемом участке при включенных АВО, обеспечивающих охлаждение газа после его компримирования на 15 ⁰С, увеличивается с 150 млн. м³/сут. до 152,7 млн. м³/сут., т.е. примерно на 2%.

Глава 9. НЕКОТОРЫЕ ФРАГМЕТЫ ОПЫТА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК И ЕЕ СИСТЕМ НА ГАЗОПРОВОДАХ.

9.1. Наиболее характерные неисправности в работе ГПА на компрессорных станциях

Многолетний анализ опыта эксплуатации газоперекачивающих агрегатов на компрессорных ухудшается свидетельствует о том, что несмотря на введение системы диагности ГПА и его элементов, значительные усилия обслуживающего персонала компрессорных станций, техническое состояние газоперекачивающих агрегатов постепенно ухудшается по многим причинам: увеличением износа узлов и деталей, старением материала и ухудшением его качества, в ряде случаев снижения уровня технического обслуживания агрегата и т.д. В результате нарушается работоспособность ГПА, появляется возможность возникновения разного рода аварийных ситуаций.

Повышение эффективности работы газоперекачивающих агрегатов, в частности стабилизация мощности и повышение КПД, уменьшение стоимости эксплуатации неразрывно связано проведением своевременных диагностических обследований узлов и деталей ГПА по обнаружению и устранению обнаруженных дефектов.

Неисправности могут проявляться из-за неудачных конструктивных решений при проектировании узлов или деталей ГТУ, ошибочности принимаемых технологических решений при эксплуатации установки, усталости металла узлов установки, качества используемых материалов и т.д.

Помимо объективных причин, неполадки в эксплуатации установок в целом ряде случаев могут быть вызваны и причинами субъективного характера, обусловленные нарушениями со стороны обслуживающего персонала.

Эти и другие виды неисправностей могут отражаться на снижение надежности работы ГТУ или приводить к снижению выходных показателей установки ( например, снижению мощности ГТУ, ее КПД ).

Все это вместе взятое приводит к увеличению стоимости эксплуатации агрегатов, возникновению аварийных ситуаций, снижению пропускной способности компрессорной станции в целом.

К наиболее частым дефектам, проявляющих себя при эксплуатации ГПА следует отнести: разрушение деталей ГТУ, возникающих под действием коррозии, повышенной температуры рабочего тела, их совместного действия и проявляющих в форме различных трещин в деталях. Подавляющее число поломок лопаток компрессора и газовой турбины носит усталостный характер, обусловленный высоким уровнем динамических напряжений. Турбинные лопатки подвержены также еще и переменным термическим напряжениям ( Рис. 1, 2), возникающих при чередовании нагревания и охлаждения ( Рис. 3,4 ).

Рис.1 Рис.2

С термической усталостью деталей и узлов ГТУ приходится встречаться при анализе разрушений не только лопаток турбины, но и ее дисков, камер сгорания ГТУ и других деталей, проявляющейся в форме поверхностного растрескивания.

Места проявления дефектов весьма наглядно можно видеть на рабочей лопатке ( Рис. 3 ) на примере охлаждаемой лопатки от установки ГТК-10И.

В эксплуатации ГТУ, лопатки газовой турбины под влиянием постоянной растягивающей нагрузки и высокой температуры начинают разрушатся с образования трещин, проходящих по границам зерен и главным образом у корня ее соединения с ротором турбины.

Рис. 3 Рис.4

В ряде случаев на лопатках проявляются следы язвенной коррозии ( Рис. 5 ).

Рис. 5

В ряде случаев, разрушение лопаток ( Рис. 6 ) происходит и в результате ударно-механических повреждений. В данном случае, разрушение проточной части лопаточного аппарата осевого компрессора произошло в результате отрыва входной направляющей лопатки компрессора.

Ударно-механические повреждения (фото6)- наиболее частый вид вторичных (как следствие) повреждений лопаток. Результаты контактно-механических повреждений (контакты с посторонним предметом в проточной части), являются дополнительными концентраторами напряжений.

Рис.6

Контактное усталостное(фото7,8)разрушение, называемое также питтингом, вызывается чрезмерным упрочнением по­верхностного слоя контактирующих деталей под действием циклических контактных нагрузок, имеющих значи­тельные взаимные перемещения (зубья шестерен, подшипники, скольжения, подвижные замковые соединения лопаток).

При наличии высоких действующих напряжений участки с усталостным выкрашиванием могут служить очагом зарождения усталостного излома.

В поверхностном слое контактирующих деталей и под ним создаются высокие остаточные напряжения. В этом случае незначительное поверхно­стное повреждение или поверхностный дефект производственного проис­хождения (дефекты материала, шлифовочных ожогов и т.д.) могут вызвать усталостное выкрашивание.

Фото 7. Фото 8.