Методические указания к решению задачи

1. Плотность воздуха при 20 ⁰С и 760 мм. рт. ст. в расчетах принимать равной 1,205 кг/м³.

2. Допустимую температуру газа на выходе КС принимать, исходя из условия предотвращения разрушения изоляции трубопровода, в размере 60 ⁰С.

3. Передаточное число редуктора ГПА равно отношению частоты оборотов ротора нагнетателя к номинальной частоте вращения ротора турбины n_н.

Обеспечение беспомпажной работы нагнетателей КС

При эксплуатации лопастных компрессорных машин, к которым относятся и центробежные нагнетатели магистральных газопроводов, возможно возникновение особого явления, называемого помпажем. Данное явление способно вызвать серьезные последствия, вплоть до разрушения компрессорной машины.

Для выяснения сути помпажа рассмотрим совместную работу нагнетателя и трубопровода (рис. 1). В исходном режиме система имеет рабочую точку М₀, производительность ее соответственно Q₀, давление на выходе нагнетателя и в трубопроводе Р₀.

Допустим, подача газа в систему сократилась до Q₁. В соответствии с характеристикой нагнетателя при Q₁ он развивает давление P₁ и рабочая точка перемещается в положение М₁. Одновременно с этим давление в трубопроводе остается прежним и равным P₀, за счет значительной упругой энергии газа занимающего большой объем трубопровода. В результате возникает ситуация, когда давление в трубопроводе оказывается выше давления на выходе нагнетателя. Газ начинает обратное течение из нагнетательного трубопровода в нагнетатель.

Рис. 9.1. Совмещенная характеристика нагнетателя и трубопровода

По мере перетока газа, давление в нагнетателе начинает расти и, в некоторый момент времени, он начинает подавать газ в трубопровод. Это равносильно перемещению рабочей точки нагнетателя из положения M₁ в положение M₀. Однако, слияние M₁ с M₀ не происходит, так как в систему газ подается не в количестве Q₀, а в размере Q₁, и весь процесс вновь циклически повторяется. Этот процесс называется помпажем в системе большого геометрического объема. Этот случай характерен для нагнетателей МГ, т.к. газопроводы имеют значительную протяженность и большой диаметр, т.е. значительный геометрический объем. Также этот случай характерен для осевых компрессоров приводящих нагнетатели газотурбинных установок.

Как видно из рисунка помпаж в рассматриваемом случае сопровождается не только циклическим изменением давления нагнетателя в интервале P₁, P₀ и циклическим изменением подачи от Q₁ до Q₀, но и изменением (циклическим) направление движения газа в нагнетателе. Это в значительной степени усугубляет ситуацию существенным увеличением циклических воздействий осевых сил на ротор, подшипники, корпус нагнетателя. Эти силы достигают нескольких тонн и превращают ротор в подобие стенобитной машины, способной разрушить нагнетатель в кратчайшее время. Поэтому помпажный режим недопустим.

Ввиду особой опасности помпажа, каждый нагнетатель и осевой компрессор обязательно оснащаются противопомпажной системой, кроме того, каждая КС обязательно оснащается общей противопомпажной системой. Эти системы настраиваются либо на максимальную степень сжатия нагнетателей ε_тах, либо на Q_кр, соответствующей ε_тах, либо на оба эти параметра.

В связи с тем, что защита от помпажа осуществляется автоматически, а все средства автоматики обладают определенной инерционностью и погрешностью, то используемые АСО приборы имеют естественную погрешность, то настройка противопомпажных систем производится не на Q_кр, ниже которой собственно возникает помпаж, а на Q= 1,1 ∙Q_кр,то есть принимается 10% запас.

Условие задачи

Компрессорная станция оснащена тремя нагнетателями, соединенными параллельно. Каждый нагнетатель работает с частотой вращения ротора n и объёмной производительностью Q. По приведённой характеристике нагнетателя определить в каком режиме работают нагнетатели – помпажном или беспомпажном.

Если нагнетатели работают в зоне помпажа, предложить мероприятия (не менее трёх), выводящие нагнетатели из этой зоны.

Таблица 9.3

Характеристики нагнетателей