Спосіб визначення технічного стану компресора

Реферат: Спосіб визначення технічного стану компресора включає вимірювання тиску та температури газу на вході і виході, визначення політропного коефіцієнта корисної дії (ккд) та порівняння його з базовим (еталонним). Додатково визначають коефіцієнт стиснення природного газу. UA 122927 U (54) СПОСІБ ВИЗНАЧЕННЯ ТЕХНІЧНОГО СТАНУ КОМПРЕСОРА UA 122927 U UA 122927 U 5 10 15 Корисна модель належить до галузі випробувань та діагностування газоперекачувальних агрегатів і може бути використана при оцінці технічного стану різних типів компресорів в будьяких умовах експлуатації. Відомий спосіб визначення технічного стану компресора (нагнітача) (патент України № 47502, МПК G01M 15/00, публ. 15.07.2002р. бюл. № 7), за яким вимірюють тиск та температуру газу на вході і виході компресора, визначають політропний коефіцієнт корисної дії (ккд) та порівнюють його з базовим (еталонним), при цьому показник адіабати та коефіцієнти стиснення природного газу визначають за параметрами та складом газу, що перекачується. Недоліком цього способу є те, що для моніторингу технічного стану компресора необхідно постійно визначати параметри та склад газу, що потребує значних витрат ресурсів і часу. Крім того, немає математичної моделі визначення коефіцієнта стиснення природного газу, який необхідний для визначення політропного ккд компресора. Задачею запропонованого способу є спрощення процесу визначення політропного ккд та технічного стану компресора з одночасним підвищенням оперативності та достовірності отриманих результатів. Поставлена задача вирішується тим, що вимірюють тиск та температуру газу на вході і виході, визначають політропний ккд та порівнюють його з базовим (еталонним), згідно з корисною моделлю, визначають коефіцієнт стиснення природного газу за формулою: Z 20 1 2  1 1 Az  a    , 6 Az  3 3 де A z - коефіцієнт, який визначається за формулою,  1    A z   8  36a  108b  12 12 b  a3  3a2  81b2  54ab  3 ,   де a , b - постійні коефіцієнти, які розраховуються за формулами: 25 a      2 ; b   ;   0,42748  2,5  ;   0,08664  pабс ;  ркр 30  ; Т ; Т кр 287  ;  ркр  98066 ,5 47,9   R   35 40 287  .  Tкр  162,8 0,613   R   де  ,  - постійні коефіцієнти;  - приведений тиск природного газу;  - приведена температура природного газу; pабс , ркр - абсолютний тиск та критичний тиск природного газу, Па; Т , Tкр - температура та критична температура природного газу, К. R - газова стала природного газу, Дж/(кгК). Для перевірки точності значення Z , необхідно підставити Z в рівняння Редліха-Квонга і оцінити, на скільки ліва частина рівняння відхилилася від нуля: Z3  Z 2  aZ  b  0 . Запропонований спосіб відрізняється від відомих способів тим, що його можливо використовувати в умовах експлуатації газового обладнання та газових систем з точністю 10 1 UA 122927 U 6… 5 10 -8 10 і при цьому не враховується склад газу, що спрощує процес і зменшує час на діагностування компресора. Завдяки тому, що у запропонованому способі для визначення коефіцієнта стиснення природного газу використовується мінімально можлива кількість параметрів природного газу, можна застосовувати цей спосіб в експлуатаційних умовах роботи газоперекачувального обладнання на підприємствах з видобування, зберігання та транспортування газу. Приклад використання запропонованого способу. Як приклад визначимо технічний стан відцентрового нагнітача (ВЦН) компресорного агрегату ГПА-Ц-6,3. ВЦН перекачує природний газ, маючи наступні виміряні параметри газу: - на вході ВЦН: абсолютний тиск p1a  0,67 МПа; температура T1  5 C ; - на виході ВЦН: абсолютний тиск p2a  158 МПа; температура T2  80  C . , 3 Природний газ має густину при стандартних умовах (20 °C, 101325 Па) 0,7215 кг/м . Газова стала дорівнює 479,1 Дж/(кгК). Для критичних параметрів природного газу отримаємо: pкр  4,639 МПа; Tкр  197,3 К. 15 20 Розрахуємо параметри газу для входу ВЦН: , 1  0,1447 ; 1  1 4097 ; 1  0,0262 ; ; a1  0,0189 ; b1  0,0002 . 1  0,0089 Розрахуємо параметри газу для виходу ВЦН: 2  0,3409 ; 2  17898 ; 2  0,0340 ; , 2  0,0165 ; a2  0,0172 ; b2  0,0006 . Для КСПГ отримаємо результати: - на вході ВЦН: A z1  1992221 ; Z1  0,982690 ; , - на виході ВЦН: A z2  2,026545 ; Z2  0,983053 . Далі визначаємо ступінь підвищення тиску та коефіцієнт політропи: p   2a  2,3555 ; p1a n 25 30 ln   13871 . ,  Z1T1   ln   Z T   2 2 Для питомої політропної роботи отримаємо: n A пол  RZ 2 T2  Z1T1   126754 ,72 Дж/кг. n 1 Питому адіабатну роботу знайдемо по СОУ [5, 6]: A ад  і2  і1  158842 ,77 Дж/кг, де і1 і2 - питома ентальпія ідеального газу на воді та виході ВЦН, Дж/кг. Знаючи Aпол і A ад , отримаємо політропний ккд ВЦН ГПА-Ц-6,3: A   пол  0,7980 A ад Згідно з технічною документацією максимальний політропний ккд ВЦН дорівнює 0,82. З порівняння отриманого політропного ккд з базовим (0,798/0,82=0,97) визначено, що технічний стан відцентрового нагнітача компресорного агрегату ГПА-Ц-6,3 задовільний. 35 2 UA 122927 U ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 5 10 Спосіб визначення технічного стану компресора, за яким вимірюють тиск та температуру газу на вході і виході, визначають політропний коефіцієнт корисної дії (ккд) та порівнюють його з базовим (еталонним), який відрізняється тим, що коефіцієнт стиснення природного газу визначають за формулою: 1 2  1 1 Z  Az  a    , 6 Az  3 3 де A z - коефіцієнт, який визначається за формулою,  1    A z   8  36a  108b  12 12 b  a3  3a2  81b2  54ab  3 ,   де a , b - постійні коефіцієнти. Комп’ютерна верстка Л. Ціхановська Міністерство економічного розвитку і торгівлі України, вул. М. Грушевського, 12/2, м. Київ, 01008, Україна ДП “Український інститут інтелектуальної власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 3