Модернизация ГПА-Ц-16 компрессорной станции Медногорск ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург. ПЗ ДР Скориков. Введение Технологическая часть
 Скачать 1.49 Mb.
|
|
1.5.4 МСКУ 5000 – система управления АЛ-31СТ Для эффективного и бесперебойного процесса транспортировки газа САУ ГПА должны иметь следующие основные свойства: быть частью интегрированных автоматизированных систем управления (ИАСУ) газотранспортных предприятий; позволять эксплуатировать компрессорные цеха без постоянного присутствия оперативного персонала и открытыми для послегарантийного обслуживания сервисными службами заказчика или сторонними организациями. САУ МСКУ 5000-01, разработанная и серийно поставляемая ЗАО «НПФ «Система-Сервис», отвечает поставленным задачам — это достигается за счет конструктивных особенностей и специального программного обеспечения. Преимуществом этой системы является ее унификация для всех типов ГПА. МСКУ 5000 является серийной САУ на базе современных технических средств фирмы Siemens для ГПА с приводами всех типов — от стационарных установок до новейших авиационных силовых агрегатов последнего поколения (АЛ-31СТ, ДГ-90, ПС-90), а также электрических приводов. Привязка базового комплекса МСКУ 5000-01 под конкретный тип ГПА осуществляется проектным путем, т.е. вместо конструирования производится конфигурирование МСКУ с учетом индивидуальных особенностей ГПА и автоматическая проверка результата на наличие типовых ошибок.[6] Программное обеспечение МСКУ 5000 состоит из системной и прикладной частей. Системная часть строится на базе стандартных средств фирмы Siemens (STEP7, WinCC). Прикладная часть разработана сотрудниками ЗАО «НПФ «Система-Сервис» и представляет собой мощнейшую библиотеку программного обеспечения, решающую задачи обработки сигналов, логико-командного управления, управления газотурбинным двигателем, антипомпажного регулирования, визуализации, конфигурирования и т.д. Для компоновки программного проекта из элементов библиотек создан конфигуратор, оснащенный развитым графическим интерфейсом и системой автоматического контроля действий разработчика. Библиотека прикладного ПО состоит из конфигурируемых программных модулей, решающих типовые задачи управления ГПА: модуль топливного регулирования (унифицированный для всех типов газотурбинных двигателей); модуль антипомпажного регулирования (для всех типов нагнетателей); модуль расчетных задач (расчет мощности и КПД, расхода топливного газа, расхода технологического газа, учет наработки ГПА и его узлов и т.п.); модуль управления исполнительными механизмами (краны, задвижки, заслонки, тэны, вентиляторы и т.п.); модуль обработки нестандартных аналоговых каналов (обработка дублированных и троированных каналов различной физической природы – частота вращения, температура, давление; обработка кольца термопар; фильтрация от помех); прочие вспомогательные модули, используемые при создании проекта САУ ГПА. Конфигуратор аварийной и предупредительной сигнализации (АПС) предназначен для автоматической обработки аварийных защит, предупредительной и ограничительной сигнализации, технологических задержек, предпусковых условий, а также для автоматического документирования аварийных и ограничительных защит на этапе разработки проекта. Конфигуратор топливного регулирования служит для привязки унифицированной программы топливного регулирования к конкретному типу двигателя, используемого в качестве силового привода ГПА. Работы по адаптации МСКУ 5000 для управления двигателями АЛ-31СТ и АЛ-31СТЭ с базовой и низкоэмиссионной камерами сгорания проводились в кооперации ЗАО «НПФ «Система-Сервис», НТЦ им. А. Люльки ОАО «НПО «Сатурн», ПАО «УМПО».[6] В ходе работ специалистами организаций совместно были проработаны технические требования к САУ, осуществлена доработка и привязка МСКУ с учетом особенностей управления таким современным двигателем, как АЛ-31СТ – развитой механизации компрессора с высокими требованиями к точности и быстродействию; высоких экологических показателей, достигаемых за счет применения многозонного дозирования топлива, также критичного к характеристикам САУ. МСКУ 5000 рекомендована для промышленной эксплуатации ГПА с ГТУ АЛ-31СТ с базовой и низкоэмиссионной камерами сгорания.[6] Результаты эксплуатации МСКУ 5000 на объектах ОАО «Газпром» показывают, что использование современных программно-технических средств в сочетании с опытом разработки позволяет в полной мере реализовать возможности современных ГПА, а также обеспечить безопасную и максимально эффективную эксплуатацию техники предыдущих поколений. 1.6 Технико-экономическое обоснование замены ГПА Исходные данные для расчета экономии расхода топливного газа при реконструкции КЦ представлены в таблице 5. [7] Таблица 5 – Исходные данные для расчета экономии топливного газа при реконструкции КЦ
Величину планируемой экономии топливного газа ГПА при замене одного ГПА-Ц-16 на ГПА-Ц-16АЛ за расчетный период работы рассчитывают по формуле:  10-3 (1)где 860 – коэффициент для согласования размерностей;  – низшая теплота сгорания топливного газа, ккал/м3, принимают по данным химической лаборатории ГТДО; – номинальный эксплуатационный КПД замещаемого ГТУ в соответствии с таблицей Б.1 (приложение Б); [7] – номинальный КПД замещающего ГТУ в соответствии с таблицей Б.2 (приложение Б); [7] – коэффициент, учитывающий загрузку, техническое состояние ГТУ и другие эксплуатационные факторы, принимают среднестатистический по парку, равный 0,9; – номинальная мощность замещающего ГТУ, кВт, в соответствии с таблицей Б.2 (приложение Б); [7] ,  – номинальный КПД замещаемого и замещающего ЦБК в соответствии с таблицами Б.1, Б.2 (приложение Б); [7] – планируемое время работы ГПА за расчетный период, ч. 10-3 11109,01тыс. м3Величину фактической экономии топливного газа ГПА при замене одного ГПА-Ц-16 на ГПА-Ц-16АЛ за расчетный период работы рассчитывают по формуле (6.7):  10-3 (2) (3)где  – фактический КПД замещаемого и замещающего ГТУ рассчитывают согласно ГОСТ 20440, СТО Газпром 2-3.5-253; – коэффициент, учитывающий загрузку, техническое состояние ГТУ и другие эксплуатационные факторы; – коэффициент загрузки ГПА, используют статистические данные ГТДО, при их отсутствии принимают среднестатистический по парку, равный 0,85; – коэффициент технического состояния по топливному газу замещающего ГТУ, используют статистические данные ГТДО, при их отсутствии принимают в соответствии с таблицей Б.З (приложение Б); [7] – фактическое время работы замещающего ГТУ за расчетный период, ч. ,  – фактический КПД замещаемого и замещающего ЦБК, рассчитывают согласно ГОСТ 20440, СТО Газпром 2-3.5-253. 10-3 15216,33 тыс. м32 Реконструкция ГПА КС Медногорск 2.1 Расчет теплофизических характеристик газовой смеси Исходные данные: Начальное давление газа, Рн = 5,0 МПа; Начальная температура газа, Тн = 294,15 К; Состав транспортируемого газа (таблица 6) Таблица 6 – Состав транспортируемого газа, % объемные
Выполним расчет характеристик газовой смеси. С учетом состава транспортируемого газа и физических свойств компонентов определим молярную массу по формуле [6] М =  (4)где ai, – соответственно объемная доля i- го компонента; Mi – молярная масса i- го компонента. М = 0,9847  16,04+0,00489 30,07+0,00156 44,09+0,0026 59,124+0,0031 58,1+ +0,00012 72,151+0,00044 44,011+0,0076 28,02+0,00009 32,0 = 16,288 кг/Кмоль.Находим газовую постоянную газовой смеси по формуле R =  (5)где R – универсальная газовая постоянная R = 8314,3 Н.м/(кмоль.К). R =  .Плотность газовой смеси нормальная при Т=273,15 К и давлении Р=0,1013 МПа находим по формуле н =  , (6)н=  = 0,727 кг/м3,где 22,41 – объем одного киломоля газа при нормальных условиях, м3/Кмоль; Относительная плотность газа, т.е. отношение плотности газа к плотности сухого воздуха в при одних и тех же условиях =  = = 0,603, (7)где 1,205 кг/м3 – плотность воздуха при нормальных условиях. Пересчет плотности при известной плотности при нормальных условиях производится по формуле  , (8)где  и  – абсолютные давления газа; и  – абсолютные температуры газа; и  – коэффициенты сжимаемости газа соответственно при двух состояниях.     Определим псевдокритическую температуру и давление природного газа по правилу сложения (аддитивности) по формулам  , (9) (10)где  и  – абсолютные критические температура и давление компонентов смеси;Тпк = 0,9847 190,68+0,0489 305,75+0,00156 370+0,00026 58,12+0,00031 58,12+ +0,00012 197,2+0,00044 64,07+0,0076 28,02+0,00009 32,0 = 192,93 К.Рпк = 0,9847 4,74+0,00489 5,05+0,00156 4,49+0,00026 3,77+0,00031 3,69++0,00012 3,41+0,00044 7,54+0,0076 3,46+0,00009 5,14 = 4,53 МПа.В соответствии с нормами технологического проектирования [6] псевдокритические параметры газа могут быть определены по известной плотности ст газовой смеси по формулам Тпк = 155,24 (0,564+ст) = 155,24 (0,564+0,6869) = 192,792 К, (11)Рпк = 0,1737 (26,831-ст) = 0,1737 (26,831-0,6869) = 4,542 МПа. (12)Отличие результатов расчетов по точным и эмпирическим формулам составляет 0,7 % для псевдокритической температуры и 0,3 % для псевдокритического давления, что вполне приемлемо для технических расчетов. Приведенные параметры газовой смеси определим по формулам Рпр =  =  =1,1 МПа, (13)Тпр=  = =1,52 К, (14)По формулам, рекомендуемым в нормах технологического проектирования СТО Газпром 2-3.5-051-2006, определим сжимаемость газа, которая учитывает отклонение газов от законов идеального газа. Сжимаемость газа характеризуется коэффициентом сжимаемости z (можно определить по номограмме) или по формуле  (15) = 0,907.Динамическая вязкость газа (Па.с) определяется по формуле  (16)  . | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||