Помпаж центробежного нагнетателя. Эксплуатационные причины его возникновения

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО РФ ПО ОБРАЗОВАНИЮ

гОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ  УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО  ОБРАЗОВАНИЯ

«САМАРСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    Помпаж центробежного нагнетателя.

    Эксплуатационные причины его возникновения

    реферат 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    Подготовил  студент III-НТ-4

    Смирнова  А.

    Проверил  Орлова Г.М. 
 
 
 

    2010/2011 уч.год

Содержание:

1.Введение

2.Помпаж центробежного нагнетателя

3.Противопомпажная  защита ЦБН, причины и следствия  помпажа

4.Заключение 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.Введение

Центтробежные нагнетатели используются в насосостроении и вентиляторостроении, при перекачивании жидкости и газа из одной емкости в другую, а также при встраивании в вентиляционные каналы, системы водяного отопления и т.п. Сущность изобретения: центробежный нагнетатель содержит корпус с перегородкой, разделяющей нагнетатель на приводное отделение и проточное отделение с входным и нагнетательным патрубками. В приводном отделении расположены статор и магнитопровод. В проточном отделении размещено рабочее колесо, жестко связанное с кольцевым дисковым ротором, выполненным с многополюсным намагничиванием, и магнитопроводом. Ротор и статор расположены между двумя магнитопроводами. Ротор и магниотопроводы выполнены в форме дисков. Диаметры дисков ротора, магнитопроводов и диаметр наружной границы расположения активных пучков проводников статорной обмотки, представляющей собой окружность, равны диаметру рабочего колеса. Оси всех дисков соосны оси рабочего колеса. 

Один из основных признаков, предвещающих аварию центробежных машин, - приближение их режима к минимальной предельной зоне рабочих характеристик, т. е. к границе помпажа. Помпаж центробежного нагнетателя является следствием работы при высоких степенях сжатия и малых расходах в зоне неустойчивых режимов, например, в результате изменения режима нагнетательной емкости, газопровода, роста сопротивления на входе или выходе нагнетателя, самопроизвольной перестановки кранов, аварийной остановки одного из последовательно работающих нагнетателей и других причин, связанных с уменьшением расхода газа через нагнетатель.  

2.Помпаж центробежного нагнетателя

В центробежных нагнетателях вращающимся рабочим колесом газу сообщается большая скорость с последующим преобразованием кинетической энергии потока в работу сжатия нагнетаемого газа. Связь 'между основными параметрами рабочего процесса нагнетателя (подачей, степенью сжатия, потребляемой мощностью и полит-ропическим КПД) выражается газодинамической характеристикой.  
 
Газ, поступающий в центробежные нагнетатели газоперекачивающих агрегатов, необходимо очищать от механических примесей, влаги и конденсата. Наличие механических примесей в газе может вызвать повреждение центробежных нагнетателей. После компримирования транспортируемого газа в центробежных нагнетателях его температура возрастает до 50—80 °С. Такая температура газа может быть причиной снижения его подачи по газопроводу и вызвать большой температурный перепад  
 
Газ, попадающий на головные сооружения магистрального газопровода со сборных пунктов промысла, содержит механические примеси (песок, пыль, металлическую окалину и др.) и жидкости (пластовую воду, конденсат и масло). Перед подачей в газопровод его очищают и осушают, так как без предварительной подготовки он будет засорять трубопровод, вызывать преждевременный износ запорной и регулирующей арматуры, нарушать работу контрольно-измерительных приборов. Твердые частицы, попадая в компрессорные установки, ускоряют износ поршневых колец, клапанов и цилиндровГВ центробежных нагнетателях они ускоряют износ рабочих колес и самого корпуса нагнетателя. Жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок.  

На КС осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка транспортируемого газа от механических и жидких примесей, сжатие газа в центробежных нагнетателях или поршневых машинах, охлаждение газа после сжатия в специальных охладительных устройствах, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом работы газопровода путем изменения количества работающих ГПА и режимного состояния самих ГПА.  
 
Существует несколько способов охлаждения газа: оросительное охлаждение, с применением аппаратов воздушного охлаждения (АВО) и искусственное охлаждение с помощью холодильных машин компрессионного или абсорбционного типов (КХМ или АХМ). Учитывая особенность транспорта газа по газопроводам, связанную с большой объемной производительностью и наличием в большом количестве теплоты низкотемпературного потенциала на КС с газотурбинным приводом, экономически оправданным будет применение на газопроводе АХМ, а не КХМ. В этом случае в отличие от АВОГ целесообразно охлаждать газ до сжатия в центробежных нагнетателях. При этом будет иметь место или увеличение пропускной способности, или снижение мощности ГПА за счет увеличения плотности газа при постоянном расходе.  
 
Помпаж представляет собой срыв потока газа в компрессоре с потерей динамической устойчивости. Возникающие при этом колебания расхода и давления газа могут привести к разрушению оборудования. Явление помпажа возникает, когда давление на выходе нагнетателя высокое, а расход газа через него – низкий. Для защиты центробежного нагнетателя от помпажа используется перепуск газа с выхода компрессора на его вход в количестве, необходимом для избежания помпажа. В системе антипомпажного регулирования и защиты ДКС «Западный Шатлык» используется регулирующий клапан фирмы Mokveld (Голландия).

Запас газодинамической устойчивости нагнетателя может  быть оценен по положению его рабочей  точки в координатах расход –  степень сжатия. В этих же координатах  изображается граница помпажа – линия, при нахождении рабочей точки левее которой (т.е. при низких расходах), происходит помпаж. Правее линии помпажа на заданном расстоянии, характеризующем запас по помпажу, находится линия регулирования – линия, левее которой рабочая точка находиться не должна.

Задача антипомпажного регулирования и антипомпажной  защиты включает в себя поддержание  запаса по помпажу не ниже заданного, обнаружение помпажа и вывод нагнетателя из зоны помпажа. Поддержание запаса по помпажу достигается путем своевременного частичного открытия антипомпажного клапана при достижении рабочей точкой линии регулирования или быстром приближении к ней. При этом рабочая точка, если она достигает линии регулирования, удерживается на ней. Степень открытия антипомпажного клапана определяется контуром антипомпажного регулирования. Возможно применение нелинейных законов регулирования.

Для устранения помпажа используется частичное или полное открытие антипомпажного клапана. Затем происходит плавное закрытие регулирующего клапана и вывод рабочей точки нагнетателя на линию регулирования. Если в течение заданного времени устранить помпаж при помощи перепуска газа не удается, система антипомпажной защиты выдает в САУ ГПА команду аварийного останова агрегата.

Общестанционный регулятор обеспечивает поддержание заданного давления на выходе КС как при работе одного ГПА, так и при совместной работе двух ГПА. Выходными сигналами общестанционного регулятора являются уставки частоты вращения для регуляторов подачи топлива работающих ГПА и открытие байпасного клапана КС.

Допустимое отклонение характеристик приводов и нагнетателей не позволяет использовать для всех работающих агрегатов одну и ту же уставку частоты вращения нагнетателя, т.к. нагрузка на них в этом случае будет не равномерна. Задача коррекции уставок индивидуальных регуляторов в зависимости от фактического состояния отдельных агрегатов и их режимов работы представляет значительный практический интерес. Она тесно связана с оптимизацией работы КС в целом. В качестве критерия оптимальности в рассматриваемой системе принят запас по помпажу, равный для всех нагнетателей.

Расчеты осевых усилий и давлений на установочные колодки на переменных и рабочих режимах показали довольно высокий уровень удельных давлений. Экспериментальные исследования, проведенные на центробежных нагнетателях, показали, что при пусках и остановках агрегатов температура установочных колодок достаточно высока (72 °С). При € = 1,16 •*- 1,17 нагрузка воспринимается установочными колодками, а не рабочими, что совпадает с характеристикой, полученной расчетным путем.  
 
Чтобы избавиться от ненужных переборов по qt, следует учитывать ограничения, например по объемному расходу на центробежных нагнетателях.  
 
Приводом для центробежных нагнетателей являются газотурбинные установки или электрические двигатели,  
 
На компрессорных станциях магистральных газопроводов для привода центробежных нагнетателей используют газотурбинные установки открытого типа, когда наружный воздух, пройдя процесс сжатия, систему подвода тепла и процесс расширения, выбрасывается в атмосферу. Они изготовляются по простейшим тепловым схемам без промежуточного охлаждения воздуха при сжатии с однократным подводом тепла, с регенерацией или без регенерации тепла уходящих газов.  
 
В качестве привода центробежных нагнетателей используют электродвигатели. В зависимости от числа, мощности агрегатов и числа компрессорных цехов на площадке КС напряжение питающих линий на первой ступени может быть 110, 220 и 330 кВ. На второй ступени, как -правило, рекомендуется напряжение 10 кВ.  
 
Применяемые на КС элактродвигатели АФ3-4500-1500, СТМ-4000-2, СТД-4000-2 предназначены для привода центробежных нагнетателей типа 280 через повышающий редуктор и позволяют работать с колесами диаметром 564, 590, 600 и €20 мм в зависимости от производительности и входного давления КС.  

3.Противопомпажная защита ЦБН  

Помпаж, или неустойчивый режим работы, нагнетателя является наиболее опасным автоколебательным режимом в системе нагнетатель - газопровод, приводящий к срыву потока в проточной части нагнетателя. 

Внешне  помпаж проявляется в виде хлопков, сильной вибрации нагнетателя, отдельных периодических толчков, в результате чего возможны разрушение рабочего колеса нагнетателя, повреждение упорного подшипника, разрушение лабиринтных уплотнений и т.д. Возникновение помпажа в нагнетателе вызывает колебания частоты вращения и температуры газа РТУ, приводящей во вращение нагнетатель, и, как следствие, к возникновению неустойчивой работы осевого компрессора, что, в свою очередь, приводит к аварийной остановке ГПА. 

Причинами возникновения помпажа является изменение характеристики сети (газопровода), вследствие: 

 - колебаний  давления газа в газопроводе; 

 - влияния  параллельно включенных, но более напорных нагнетателей; 

 - неправильной  или несвоевременной перестановки  кранов в трубной обвязке нагнетателя. 

 Изменение режима работы нагнетателя до значительного  уменьшения расхода газа (приблизительно до 60% расчетного значения), вследствие: 

 - снижения  частоты вращения нагнетателя  ниже допустимой; 

 - ухудшения  технического состояния газотурбинного  привода; 

 - попадания  посторонних предметов на защитную  решетку нагнетателя и ее обледенение  и др. 

Режимы  работы нагнетателя по расходу газа, как правило, ограничиваются 10%-м  запасом от границы помпажа (рис) и определяются как: 

.                  (3.1) 

  Пример 3.2. Определить запас устойчивой работы нагнетателя ГПА-Ц-6,3/56М-1,45, имеющего следующие параметры рабочего режима: давление газа на входе нагнетателя  = 3,9 МПа, давление газа на выходе нагнетателя = 5,3 МПа, температура газа на входе = 16 °С, частота вращения нагнетателя = 8100 об/мин, производительность нагнетателя = 475 тыс.н·м /ч, плотность газа = 0,676 кг/м . 

 Решение. Относительная плотность газа по воздуху 

.                                                                  (3.2) 

  Газовая постоянная 

R=

= 52,2 кг · м/кг · K 512 Дж/кг · K.    (3.3) 

 Коэффициент сжимаемости газа по параметрам входа  определяется по номограмме рис. 1.1, либо по соотношению [2]: 

 

,       (3.4) 

 где - соотношение температур газа на входе и критической  

; 

     - соотношение давлений газа  на входе и критического 

; 

     - критическая температура ( = 190,1 К); 

     - критическое давление ( = 4,73 МПа).  

 Плотность газа на входе 

= 10 · 3,9/0,93 · 289,2 · 52,2 = 28,32 кг/м .  

 Объемная  производительность нагнетателя 

= 475 · 0,676/0,06/28,32 = 189 м / мин.  

 Приведенная объемная производительность 

= 189 · 8200/8100= 191,3 м /мин.  

 Запас устойчивой работы нагнетателя  

· 100% = (191,3 - 135)/135 · 100% = 41,7%, 

 где = 135 м /мин определяется по характеристике нагнетателя. 

Эксплуатационный  персонал должен по показаниям штатных  приборов периодически контролировать положение рабочей точки на характеристике нагнетателя и не допускать ее приближения к опасной зоне, для  чего при работе на частичных режимах  необходимо повышать частоту вращения нагнетателя либо уменьшать напор  и расход параллельно работающей группы нагнетателей. При возникновении помпажа необходимо открыть перепускной кран, соединяющий линию нагнетания с всасывающей, при этом расход газа через нагнетатель увеличится, а степень сжатия снизится, рабочая точка нагнетателя переместится вправо от границы помпажа (см. рис).