Страницы   ..  1  2  3   ..

1. Этап инструментального обследования (СТО Газпром 2-1.20-122-2007)

   
    

   1. Методика инструментального обследования компрессорного цеха, компрессорной станции

      1. На этапе инструментального обследования КЦ, КС измеряют параметры, необходимые для вычисления показателей энергоэффективности. Расчет показателей энергоэффективности КЦ, КС представлен в разделе 9.

         Инструментальное обследование КЦ, КС должно обеспечить:

         • достоверность информации, отражаемой в энергетическом паспорте потребителя ТЭР;

         • выявление причин снижения энергоэффективности обследуемых технологических объектов;

         • определение потерь ТЭР и причин их возникновения;

         • выявление причин непроизводительного расхода ТЭР.

      2. Для измерений используют имеющийся в газотранспортном дочернем обществе (организации) парк стационарных и переносных СИ, которые должны быть поверены.

         Кроме того, для проведения измерений могут быть использованы переносные (портативные) СИ, имеющиеся у энергоаудиторов. К ним предъявляются следующие требования:

         • СИ должны быть из числа внесенных в Государственный Реестр средств измерений, допущенных к применению в Российской Федерации;

         • СИ должны иметь действующие свидетельства о поверке;

         • CИ должны иметь класс точности, позволяющий проводить измерения с требуемой точностью.

         СИ должны быть поверены непосредственно до и после испытаний. Поверку СИ, входящих в состав расходомерных узлов технологического и топливного газа, производят соглас-

         21

         но установленной нормативной документации на методы и средства проверки расходомерных узлов.

         
          

         ной;

      3. Инструментальное обследование КС включает в себя измерение:

         • параметров, необходимых для расчета показателей энергоэффективности КЦ;

         • расхода электроэнергии на прочие технологические нужды КС;

         • параметров, необходимых для расчета показателей энергоэффективности котель-

           
            

         • параметров, необходимых для расчета показателей энергоэффективности ЭСН;

         • параметров, необходимых для расчета показателей энергоэффективности СОГ;

         • технологических потерь газа КС.

           Примечание – Измерения по пп. 3, 4, 5 проводят по отдельным методикам, утвержденным в

           ОАО «Газпром».

           
            

      4. Инструментальное обследование КЦ включает в себя измерение следующих параметров:

         • расхода топливного газа;

         • расхода электроэнергии на компримирование;

         • расхода газа, перекачиваемого КЦ;

         • расхода электроэнергии на прочие технологические нужды КЦ;

         • давления на входе и выходе КЦ;

         • температуры на входе и выходе КЦ;

         • технологических потерь газа КЦ.

         Исходные данные для расчета показателей энергоэффективности КЦ представлены в таблице 8.1.

         Инструментальные измерения в КЦ являются базовыми, поскольку включают в себя получение необходимых параметров для оценки энергобаланса и энергоэффективности КЦ, КС. Инструментальное обследование КЦ должно обеспечиваться СИ, представленными в таблице 8.2.

      5. В качестве расчетных параметров технологического газа Т1кц, Р1кц, Т2кц, Р2кц

         используют их средние значения, измеренные по патрубкам параллельно работающих ГПА

         (групп ГПА)

         1 

         

         

          

         T1кц  (t1нi  273,15),

         i1

         (8.1)

         
          

         

         1

         

         

          

         Т2кц  (t2нi  273,15),

         i 1

         (8.2)

         
          

         22

         Таблица 8.1 – Исходные данные для расчета показателей энергоэффективности КЦ

         
          

         Исходные данные	Обозначение	Единицы измерений	Источник информации
         1 Тип нагнетателя	-	-	Данные отдела КС
         2 Тип агрегата	-	-	Данные отдела КС
         3 Количество установленных ГПА	пуст	ед.	Данные отдела КС
         4 Количество работающих ГПА	пр	ед.	Данные отдела КС
         5 Количество агрегатов, эксплуатирующихся с котламиутилизаторами	пу	ед.	Данные отдела КС
         6 Относительная плотность газа по воздуху	Δв	-	Формула (8.12)
         7 Расход топливного газа КЦ	qкц тг	млн м3/сут	Измерения
         8 Давление на входе КЦ	Р1кц	МПа	Измерения
         9 Давление на выходе КЦ	Р2кц	МПа	Измерения
         10 Степень повышения давления газа КЦ	кц	-	Формула (9.5)
         11 Коэффициент сжимаемости газа на входе в КЦ	z1кц	-	Формула (9.6)
         12 Температура на входе КЦ	T1кц	К	Измерения
         13 Температура на выходе КЦ	T2кц	К	Измерения
         14 Плотность природного газа при 20 °С и 1,013 МПа	о	кг/м3	Данные химлаборатории
         15 Низшая теплота сгорания топливного газа при 20 °С и 1,013 МПа	Qр н	ккал/м3	Данные химлаборатории
         16 Расход газа, перекачиваемого КЦ	qкц	млн м3/сут	Измерения
         17 Политропная работа сжатия КЦ	Lкц	кВт·ч	Формула (9.4)
         18 Расход электроэнергии на СТН, в т.ч.	W кц стн	тыс. кВт·ч	Формула (7.3)
         18.1 на компримирование	W кц эк	тыс. кВт·ч	Измерения
         18.2 на ПТН	W кц птн	тыс. кВт·ч	Измерения
         19 Технологические потери газа КЦ	Qкц тп	тыс. м3	Измерения

         
          

         23

         
          

         СТО Газпром 2-1.20-122-2007

          

         24

          

         Таблица 8.2 – Измеряемые технологические параметры КЦ и используемые СИ

         
          

         
          

         Измеряемая величина				Наименование датчиков и средств измерения	Примечание
         Точка измерения и наименование параметра	Единицы измерения	Диапазон измерения	Класс точности, погрешность измерения, цена деления
         1 Узел подключения
         На входе КЦ					На каждом шлейфе перед байпасом КЦ
         1.1 Температура технологического газа	С	-20,0  +50,0	0,5	Термодатчик Термокарман	Термометр лабораторный
         1.2 Давление технологического газа, избыточное	МПа	0  5,9	Кл. 0,4	Датчик давления. Манометр образцовый	Местное измерение
         На выходе КЦ					На каждом шлейфе после байпаса КЦ
         1.3 Температура технологического газа	С	-20,0  +100,0	0,5	Термодатчик Термокарман	Местное измерение
         1.4 Давление технологического газа, избыточное	МПа	0  7,5	Кл. 0,4	Датчик давления. Манометр образцовый
         2 Установка охлаждения технологического газа
         2.1 Температура газа во входном коллекторе	С	-20,0  +100,0	0,5	Термодатчик Термокарман	Термометр лабораторный
         2.2 Температура газа в выходном коллекторе	С	-20,0  +100,0	0,5	Термодатчик Термокарман	Термометр лабораторный
         2.3 Давление газа на выходе в выходном коллекторе	МПа	0  7,5	Кл. 0,4	Датчик давления. Манометр образцовый	Местное измерение
         3 Газоперекачивающие агрегаты 3.1 Нагнетатель
         3.1.1 Температура технологического газа на входе в нагнетатель	С	-20,0  +50,0	0,2	Термодатчик Термокарман	Термометр лабораторный
         3.1.2 Давление технологического газа на входе в нагнетатель, избыточное	МПа	0  5,9	Кл. 0,4	Датчик давления. Манометр образцовый	Местное измерение
         3.1.3 Перепад давления на входном устройстве (конфузоре)	МПа	0  0,1	Кл. 0,005	Датчик перепада давлений

         
          

         СТО Газпром 2-1.20-122-2007

          

         25

          

         Продолжение таблицы 8.2

         
          

         Измеряемая величина					Наименование датчиков и средств измерения	Примечание
         Точка измерения и наименование параметра		Единицы измерения	Единицы измерения	Класс точности, погрешность измерения, цена деления
         3.1.4	Давление технологического газа на выходе из нагнетателя, избыточное	МПа	0  7,5	Кл. 0,4	Датчик давления. Манометр образцовый	Местное измерение
         3.1.5	Температура технологического газа на выходе из нагнетателя	С	-20,0  +100,0	0,2	Термодатчик Термокарман	Термометр лабораторный
         3.1.6	Частота вращения ротора нагнетателя	об/мин	0  10000,0	20	Частотомер	САУ агрегата
         3.2 Газотурбинная установка ГТУ
         3.2.1	Температура воздуха на входе ГТУ	С	-30,0  +50,0	0,5	Термодатчик Термометр лабораторный	САУ агрегата Местное измерение
         3.2.2	Температура газа в турбине (штатное измерение)	С	0  1000,0	0,5	Термопара со вторичным прибором	САУ агрегата
         3.2.3	Частота вращения роторов КНД и КВД	об/мин	0  10000,0	20	Частотомеры	САУ агрегата
         3.2.4	Давление воздуха за компрессором ГТУ, избыточное	МПа	0  ,5	Кл. 0,4	Датчик давления. Манометр образцовый	Местное измерение
         3.3 Топливный газ
         3.3.1	Давление топливного газа, избыточное	МПа	0  4,0	Кл. 0,4	Датчик давления. Манометр образцовый	Местное измерение

         
          

         СТО Газпром 2-1.20-122-2007

          

         26

          

         Окончание таблицы 8.2

         
          

         
          

         Измеряемая величина					Наименование датчиков и средств измерения	Примечание
         Точка измерения и и наименование параметра		Единицы измерения	Единицы измерения	Класс точности, погрешность измерения, цена деления
         3.3.2	Температура топливного газа	С	0  50,0	0,2	Термодатчик Термокарман	Термометр лабораторный
         3.3.3	Перепад давления на расходомерном устройстве	МПа	0  0,1	 0,2 %	Датчик перепада давлений
         3.4 Электропривод ГПА
         3.4.1	Линейные напряжения на шинах 10 кВ	кВ	0  12,5	Кл. 1.5	НАМИ-10	САУ агрегата
         3.4.2	Ток статора	кА	0  1,0	Кл. 1.5	ТЛ-10 1000/5	САУ агрегата
         3.4.3	Коэффициент мощности ( cos  )	-	0,5  1,0  0,5	Кл. 1.5	НАМИ-10 ТЛ-10	САУ агрегата
         3.4.4	Напряжение возбуждения	В	0  600,0	Кл. 1.5	-	САУ агрегата
         3.4.5	Ток взбуждения	А	0  750,0	Кл. 1.5	-	САУ агрегата
         4 Атмосферный воздух
         4.1	Температура атмосферного воздуха	С	-50,0  +50,0	0,5	Термодатчик Термометр лабораторный	САУ агрегата Местное измерение
         4.2	Барометрическое давление	МПа	0  0,11	0,002	Барометр-анероид	Метеостанция

         1 

         

         

          

         Р1кц  P1нi

         i 1

         , (8.3)

         
          

         1 

         

         

          

         Р2кц  P2нi

         i1

         , (8.4)

         
          

         ,

          

         где t1нi, t2нi, P 1нi

         P 2нi – температуры и давления на входе и выходе i-го нагнетателя (порядок

         измерений представлен в 8.2). Для последовательно работающих нагнетателей температуры и давления между ступенями сжатия могут быть приняты одинаковыми (усредненными).

      6. Объемный расход газа, перекачиваемого КЦ qкц, млн м3/сут, определяют по

         замерному узлу (СИ коммерческого учета) на выходе КС (1-й способ).

      7. При отсутствии замерного узла объемный расход перекачиваемого газа КЦ qкц, млн м3/сут, вычисляют по результатам измерений перепада давления на входных устройствах нагнетателей (нестандартных сужающих устройствах) по формуле (2-й способ)

         
          

         

          

         q  24 3600 10 6  1  G

         

         кц  

         1нi

         0 i 1

         , (8.5)

         
          

         где G1нi – расход газа i-го нагнетателя, измеренного с помощью конфузора, кг/с, формула (8.8);

         o – плотность природного газа при 20 °С и 0,1013 МПа, кг/м3, используют данные химлаборатории;

          – количество работающих ГПА.

      8. При отсутствии измерений расхода перекачиваемого газа КЦ с помощью конфу-

         ⎡ Ni ⎤

         

         зоров используют косвенный метод на основе характеристик ЦБН

         

          

         ⎢ ⎥

         ⎣ н ⎦пр

         = f(Qпр)

         «приведенная относительная внутренняя мощность – приведенная объемная производительность» согласно Инструкции [6] и Каталогу [7] (3-й способ).

         Для этого метода необходима следующая исходная информация:

         • давление газа на входе и выходе ЦБН;

         • температура газа на входе и выходе ЦБН;

         • частота вращения ротора силовой турбины ЦБН;

         • относительный удельный вес газа по воздуху;

           ⎡ Ni ⎤

           

         • приведенная характеристика нагнетателя

           

            

           ⎢ ⎥

           ⎣ н ⎦пр

           = f(Qпр).

           
            

           27

           Расход газа, перекачиваемого КЦ, млн м3/сут, вычисляют по формуле

           

           qкц  q1нi ,

           i1

           
            

           (8.6)

           
            

           где q1нi – расход газа i-го нагнетателя, рассчитанного с помощью приведенных характеристик, млн м3/сут.

      9. В качестве расчетных величин измеренных параметров используют их средние значения по результатам замеров. В качестве контрольного режима необходимо использовать установившийся и стабильный во времени режим работы КЦ как по параметрам ГПА, так и по параметрам технологического газа.

      10. Расход топливного газа КЦ на контрольном режиме определяют по данным цехового пункта измерения расхода топливного газа (1-й способ).

          тг

           

      11. При наличии агрегатного измерения расход топливного газа КЦ q кц , млн м3/сут,

          вычисляют по формуле (2-й способ)

          
           

          

           

          qкц  106  24 3600  G

          тг  

          тгi , (8.7)

          o i 1

          
           

          где Gтгi – расход топливного газа i-го ГПА, кг/c, (порядок измерений представлен в 8.2.).

      12. Давление на входе в КЦ (выходе линейного участка газопровода) и выходе из КЦ (вход в линейный участок) следует вычислять как арифметическую сумму (разность) давлений на входе и выходе ГПА и потерь давлений в коммуникациях.

      13. Потери давления (гидравлическое сопротивление входных и выходных коммуникаций КЦ) следует определять методом «одного образцового манометра».

Примечание – Метод «одного образцового манометра» означает, что для измерения используется один манометр (переносится в процессе испытаний), что позволяет снижать погрешность измерения потерь давлений.

1. Методика инструментального обследования газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом

   1. Подготовка к пуску, эксплуатация и техническое обслуживание ГПА в процессе испытаний производятся персоналом КЦ в соответствии с инструкцией по эксплуатации агрегата и правилами технической эксплуатации КЦ с газотурбинным приводом.

      Испытания должны проводиться на установившихся режимах работы ГПА. Критерием тепловой стабилизации газотурбинной установки является изменение температуры рабочей среды по тракту ГТУ, которое не должно превышать 5 °С в течение 30 мин.

      
       

      28

   2. Испытания проводят при отключенной системе противообледенения (за исключением специальных исследований по определению эффективности системы противообледенения) и без отбора воздуха после компрессора на собственные нужды КЦ. Перед испытаниями ГПА должна быть проведена промывка осевого компрессора ГТУ.

   3. На каждом режиме отсчеты показаний измерительных приборов проводят не менее двух раз с интервалом 10–15 мин в течение не более 30 мин. Испытания проводят на нескольких режимах (не менее 3-х) в диапазоне нагрузок от 50 % номинальной мощности ГПА до максимально допустимой (при максимальной температуре газов в турбине). Установление режимов производится как переходом с меньшей нагрузки на большую, так и наоборот.

   4. Принципиальная схема измерений приведена на рисунке 8.1. Измеряемыми параметрами являются:

      • температура воздуха на входе воздухозаборного устройства – tа;

      • атмосферное (барометрическое) давление на входе воздухозаборного устройства – Ра;

      • перепад давления в воздухозаборном устройстве – ΔР3;

      • частота вращения ротора силовой турбины – nст;

      • температура воздуха на входе осевого компрессора – t3;

      • температура воздуха на выходе осевого компрессора (входе камеры сгорания) – t4;

      • давление воздуха на выходе осевого компрессора – Р4;

      • температура топливного газа – tтг;

      • давление топливного газа – Ртг;

      • перепад давления топливного газа на расходомерном устройстве на входе камеры сгорания – ΔРтг;

      • частота вращения ротора турбины НД – nнд;

      • частота вращения ротора турбины ВД – nвд;

      • температура за силовой турбиной – t2;

      • температура за турбиной низкого давления – tст;

      • перепад давления на входным конфузоре – ΔРк;

      • давление газа на входе центробежного нагнетателя – Р1н;

      • температура газа на входе центробежного нагнетателя – t1н;

      • давление газа на выходе центробежного нагнетателя – Р2н;

      • температура газа на выходе центробежного нагнетателя – t2н.

   5. Перечень измерений и погрешностей СИ представлены в таблице 8.3. Перечень измеряемых параметров и характеристика СИ, используемых дополнительно к штатным, приведен в таблице Б.4 приложения Б.

      
       

      29

      
       

      
       

      

      СТО Газпром 2-1.20-122-2007

       

      30

       

      ВЗУ – воздухозаборное устройство КНД – компрессор низкого давления КВД – компрессор высокого давления КC – камера сгорания

      ТВД – турбина высокого давления ТНД – турбина низкого давления СТ – силовая турбина

      ЦБН – центробежный нагнетатель

      
       

      
       

      Рисунок 8.1 – Принципиальная схема измерений параметров ГПА

      Таблица 8.3 – Перечень измерений и погрешностей СИ

      
       

      Измеряемая величина		Обозначение	Цена деления, относительная погрешность СИ
      1	Температура атмосферного воздуха, С	tа	0,5
      2	Барометрическое давление, Па	Ра	200
      3	Температура на входе компрессора, С	t3	0,5
      4	Средняя температура за силовой турбиной (штатный замер), С	t2	0,5
      5	Частота вращения ротора турбины НД, об/мин	nнд	20
      6	Частота вращения ротора турбины ВД, об/мин	nвд	20
      7	Частота вращения ротора силовой турбины, об/мин	nст	20
      8	Избыточное давление на входе в нагнетатель	Р1н	0,2 %
      9	Избыточное давление на выходе из нагнетателя	Р2н	0,2 %
      10	Температура газа на входе в нагнетатель, С	t1н	0,2
      11	Температура газа на выходе из нагнетателя, С	t2н	0,2
      12	Перепад давления на входном устройстве (конфузоре) нагнетателя	ΔРк	± 0,2 %
      13	Избыточное давление топливного газа	Ртг	± 0,2 %
      14	Температура топливного газа, С	tтг	0,2
      15	Перепад давления на диафрагме топливного газа	ΔРтг	± 0,2 %
      16	Плотность газа в стандартных условиях (Т = 293,15 К, Р = 0,1013 МПа)	о	± 0,5 %
      17	Низшая теплота сгорания	Qp н	0,5 %

      
       

   6. При обеспечении требуемых погрешностей средств измерений среднеквадратическая относительная погрешность расчета показателей энергоэффективности ГПА составляет:

      • мощность агрегата не более ± 5 %;

      • эффективный КПД ГТУ не более ± 3 %;

      • политропный КПД ЦБН не более ± 2 %.

   7. Показатели и характеристики ЦБН определяются по статическим параметрам перекачиваемого газа (давлению и температуре), измеренным в сечениях входного и выходного фланцев (патрубков).

   8. Массовый расход газа в нагнетателе Gн, кг/с, определяют по измеренному перепаду давлений на входном сужающем устройстве (конфузору) по формуле

      

      

       

      G А  ΔРк 1н ,

      н 60

      (8.8)

      где ΔРк – разность (перепад) давлений на конфузоре, кг/м2, измеряют;

      1н – плотность газа на входе в нагнетатель, кг/м3;

      А – размерный коэффициент расхода, м2,5/мин.

      
       

      31

      Основные технические параметры газотурбинных ГПА приведены в таблице Б.1 (приложение Б). Коэффициент расхода А приведен в таблице Б.2 (приложение Б). Для повышения точности расчета показателей энергоэффективности ГПА коэффициент А рассчитывают по результатам поверки конфузора согласно Инструкции [8].

   9. Объемный расход газа на входе в нагнетатель Q1н, м3/мин, рассчитывают по фор-

      мулам

      
       

      Q1н 

      
       

      

      60  Gн ,

      1н

      
       

      (8.9)

      
       

      
       

      1н 

      Р1н

      103

      

      ,

      
       

      (8.10)

      z1н  R Т1н

      где Р1н – давление газа на входе в нагнетатель, МПа, измеряют;

      Т1н – температура газа на входе в нагнетатель, К, измеряют;

      z1н – коэффициент сжимаемости газа на входе в нагнетатель, рассчитывают по формуле

      
       

      z1н  1[(10,2  P1н  6)(0,34510

      2 Δ в  0,44610 3) 

       0,015][1,3  0,0144 (T1н  283,2)].

      Δв – относительная плотность газа по воздуху, вычисляемая по формуле

      

      (8.11)

      Δв 

      

      0 ,

      1,2044

      (8.12)

      
       

      0 – плотность природного газа при 20 С и 0,1013 МПа, кг/м3, используют данные химлаборатории;

      1,2044 – плотность сухого газа при 20 С и 0,1013 МПа, кг/м3.

      R – газовая постоянная, кДж/(кг·К), вычисляемая по формуле

      
       

      

      R  0,287 .

      Δв

      
       

      (8.13)

      
       

   10. Политропный КПД ЦБН вычисляют по формуле

       к 1 1

       

       

       Т

        

       пол  к  m ,

       где mT – температурный показатель политропы;

       к 1

       (8.14)

       

       – показатель псевдоизоэнтропы, вычисляемый по формуле

       к

       

       к  4,16  0,0041(t 10)  3,93 (Δ  0,55)  5,0 ( m  0,3),

       к 1 ср в T

       
        

       (8.15)

       
        

       
        

       32

       tср – среднее значение температуры, С, вычисляют по формуле

       t  t

       tср 

       

       1н 2н , 2

       (8.16)

       
        

       t1н, t2н – температура на входе и выходе ЦБН, С, измеряют.

       Температурный показатель политропы вычисляют по формуле

       

       lg T2н

       Т

       mТ 

       

       

       1н , lg Р2н

       Р1н

       (8.17)

       
        

       где Р1н, Р2н – абсолютное давление газа на входе и выходе группы ЦБН, МПа, измеряют.

       Т1н, Т2н – абсолютная температура газа на входе и выходе группы ЦБН, К, вычисляют по формуле

       T1н  t1н  273,15,

       
        

       T2н  t2н  273,15.

       
        

       (8.18)

       
        

   11. При обработке результатов испытаний используют следующие показатели:

       1н

        

       – приведенный объемный расход газа на входе Q , м3/мин, вычисляемый по формуле

       пр

       n

       Q1нпр

        Q1н

       

       • ст0 ,

         nст

         (8.19)

         
          

         где nст0 – номинальная частота вращения ротора силовой турбины нагнетателя, об/мин, используют паспортные данные;

         nст – фактическая частота вращения ротора силовой турбины нагнетателя, об/мин, измеряют;

         – приведенный политропный КПД ЦБН

         полпр  пол .

   12. Мощность на муфте «ГТУ-нагнетатель» Ne, кВт, вычисляют по формуле

       Ne  Ni  ΔNм,

       где ΔNм – мощность, теряемая на механические потери, кВт, вычисляют по формуле

       
        

       (8.20)

       
        

       (8.21)

       ⎛ n

       

       nн

        

       ΔN  100  н

       
        

       1,5

       ⎞

       ,

       ⎜ ⎟

       м ⎜ ⎟

       ⎝ 0 ⎠

       (8.22)

       Ni – внутренняя мощность ЦБН, кВт, вычисляют по формуле

       N  к  z

       
        

       • R  T  T

         
          

       • G 

       к  z  T  T  q

       

       i к 1 ср

       ( 2н 1н ) н

       

       4

       к  1

       ср (

       2н 1н ) н ,

       (8.23)

       
        

       33

       zср – среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа;

       Gн – массовая производительность ЦБН, кг/с, измеряют;

       qн – коммерческая производительность ЦБН, млн м3/cут, вычисляют по формуле

       

       q  1  R  G .

       н 4 н

       
        

       (8.24)

       
        

       Среднее значение коэффициента сжимаемости природного газа вычисляют по формуле

       z  z

       zcp 

       

       1н 2н , 2

       (8.25)

       
        

       где z1н, z2н – коэффициенты сжимаемости природного газа на входе и выходе ЦБН.

       Вычисление z2н проводят по формуле, аналогично (8.11), подставляя соответствующие параметры Р2н, Т2н

       z2н  1[(10,2  P2н  6)(0,34510

       2 Δ в  0,44610 3) 

       
        

       (8.26)

        0,015][1,3  0,0144 (T2н  283,2)].

   13. Расход топливного газа ГТУ qтг, м3/ч, определяют по измеренным параметрам газа на агрегатном замерном узле по ГОСТ 8.563.3 и РД 50-213-80 [9] (при Т = 293,15 К, Р = 0,1013 МПа).

   14. Эффективный КПД ГТУ вычисляют по формуле

       Nе

       

       е 

       ,

       м

        

       Gтг  Qн

       (8.27)

       
        

       где Ne – эффективная мощность на муфте привода, кВт;

       Gтг – массовый расход топливного газа, кг/с, измеряют;

       Qн

        

       м – фактическая массовая низшая теплота сгорания природного газа, кДж/кг; используют данные химлаборатории.

   15. Приведенные параметры ГТУ вычисляют по следующим формулам:

       – приведенная мощность ГТУ, Nепр, кВт

       
        

       N  N

       e

        

        0,1013 

       

       288 ,

       eпр

       Ра Т3

       (8.28)

       
        

       • приведенный КПД ГТУ

         
          

         епр  е,

         
          

         (8.29)

         
          

       • приведенная температура продуктов сгорания после силовой турбины, Т2нпр , К

       Т2н пр

        Т2н

       

        288 ,

       Т3

       
        

       (8.30)

       
        

       
        

       34

       – приведенная частота вращения роторов турбин НД и ВД, nндпр, nвдпр, об/мин

       
        

       nндпр

       
        

        nнд 

       

       288 ,

       Т

       
        

       nвдпр

       
        

        nвд 

       3

       
        

       

       288 ,

       Т

       (8.31)

       3

       
        

       тг

        

       – приведенный расход топливного газа q , м3/ч

       пр

       

       р

       q  q

       тг

        

        0,1013 

       288  Qн ,

       тгпр

       
        

       

       н

        

       Ра Т3 Qр

       (8.32)

       0

       
        

       где Ра – барометрическое давление воздуха, МПа;

       Т2н – температура продуктов сгорания после силовой турбины, К, измеряют;

       nнд , nвд – частота вращения роторов турбин НД, ВД, об/мин, измеряют;

       Т3 – температура воздуха на входе ГТУ, К, измеряют;

       Qр

        

       но – номинальная низшая теплота сгорания топливного газа; принимают равной 8000 ккал/м3;

       Qр 3

       н – фактическая низшая теплота сгорания топливного газа, ккал/м , используют данные

       ПДС на момент испытаний.

   16. КПД ГПА с газотурбинным приводом ГГПА , вычисляют по формуле

       ГГПА  е пол .

       (8.33)

       
        

   17. Коэффициенты технического состояния ГТУ по мощности КNe и расходу топливного газа Ктг определяют в следующей последовательности.

       По результатам обработки результатов инструментального обследования строят тепло-

       технические характеристики ГТУ в зависимости от приведенной мощности Nепр:

       • приведенная температура продуктов сгорания в точке ее штатного измерения;

       • приведенные обороты компрессоров НД и ВД, ограничивающие мощность агрегата;

       • приведенный расход топливного газа.

       При необходимости проводят экстраполяцию графиков до номинального значения мощности.

       Примеры расчета теплотехнических, газодинамических характеристик и определения коэффициентов технического состояния по результатам инструментального обследования агрегата ГТК-10М приведены в таблицах В.1, В.2, В.3 (приложение В).

       Определяют (из ИЭ, ТУ, уставок САУ) параметр, ограничивающий величину эксплуатационной загрузки (мощности) агрегата. Как правило, это температура продуктов сгорания привода в точке ее штатного измерения и (или) частот вращений компрессоров НД и ВД.

       35

       По полученным приведенным характеристикам по каждому из ограничивающих параметров определяют значение приведенной мощности, наименьшая ее величина принимается

       е

        

       за фактическую номинальную мощность Nф . На рисунке В.1 (приложение В) в качестве огра-

       0

       е

        

       пр е0

        

       ничивающего параметра показана температура t2н , используя которую, определяют Nф . Используя полученное значение Nф , вычисляют коэффициент технического состояния ГТУ

       0

       по мощности КNе по формуле

       
        

       K Nе

       
        

       e

        

       N ф

       

        0 ,

       Ne 0

       
        

       (8.34)

       
        

       где Nе0 – номинальная мощность агрегата, кВт; используют данные, приведенные в таблице Б.1 (приложение Б).

       е

        

       По приведенным характеристикам по полученной величине мощности Nф определяют

       0

       тг ,

        

       фактический расход топливного газа qф

       0

       как показано на рисунке В.2 (приложение В).

       Используя полученную величину qф

       , вычисляют коэффициент технического состояния ГТУ

       тг0

       по расходу топливного газа Ктг по формуле

       
        

       K тг

       
        

       qф

       

        тг0 ,

       q

       
        

       (8.35)

       тг0

       
        

       0

        

       где qтг – номинальный расход топливного газа по ТУ, м3/ч; используют данные, приведенные в таблице Б.1 (приложение Б).

   18. Коэффициент технического состояния и коэффициент режима работы нагнета-

       теля Кр определяют в следующей последовательности.

       На паспортной (по ТУ) характеристике нагнетателя строят экспериментальную зависимость политропного КПД от приведенного объемного расхода газа на входе в нагнетатель, как показано на рисунке В.3 (приложение В).

       При необходимости проводят экстраполяцию полученной зависимости до расхода, соответствующего номинальному (по ТУ) значению КПД.

       По экспериментальной зависимости по номинальному значению объемного расхода

       (по ТУ) определяют фактический КПД нагнетателя на номинальном режиме ф

       . По

       Q1н0

       пол

       паспортной характеристике нагнетателя по приведенному расходу на штатном режиме рабо-

       1н

        

       ты Qшт

       пр

       определяют фактический политропный КПД нагнетателя на штатном режиме

       работы ф .

       пол0

       Примечание – Штатный режим – текущий рабочий режим (до начала испытаний).

       
        

       
        

       36

       Коэффициент технического состояния нагнетателя Кн вычисляют по формуле

       
        

       Kн 

       
        

       

        

       ф

       

       пол ,

       

       пол0

       где пол0 – номинальное значение политропного КПД нагнетателя по ТУ.

       (8.36)

       На практике имеет место затруднение аппроксимации полученных характеристик нагнетателя до величины номинального объемного расхода: варианты работы нагнетателя в крайних правых и левых зонах характеристик.

       В этих случаях допускается определять коэффициент технического состояния нагнета-

       теля при фактических, эксплуатационных, объемных расходах (Q1нпр = const) при условии

       пол  0,7.

       Коэффициент режима нагнетателя Кр определяется по формуле

       ф

       пол0

       

       K р 

       ,

       пол0

       (8.37)

       
        

       где

        

       ф

       пол0

       – фактический политропный КПД по паспортной (по ТУ) характеристике нагнета-

       теля при штатном режиме работы.

       Полученные коэффициенты технического состояния ГПА КNе, Ктг сравнивают с их нормативными величинами, приведенными в таблице Б.2 (приложение Б). Нормативные величины коэффициента режима работы Кр и коэффициента техсостояния Кн нагнетателя для всех типов нагнетателей составляют 0,95.

   19. Причины снижения технического состояния агрегатов определяют на основании дополнительных исследований, проводимых специализированными организациями.

1. Методика инструментального обследования газоперекачивающих агрегатов с электроприводом

   1. Показатели и характеристики ЦБН определяют по статическим параметрам перекачиваемого газа (давлению и температуре), измеренным в сечениях входного и выходного фланцев (патрубков) аналогично, как для газотурбинных ГПА (см. 8.2).

      Принципиальная схема измерений приведена на рисунке 8.2.

      Измеряемые параметры и характеристика погрешностей СИ представлены в таблице 8.5.

   2. Активную мощность, потребляемую статором трехфазного электропривода ЭГПА Рэл, МВт, при любой схеме соединения фаз, при симметричных и несимметричных пофазных нагрузках вычисляют по формуле

      Рэл = РAB + РCB , (8.38)

      где РAB и РCB – показания ваттметров, МВт, измеряют.

      37

      
       

       

      
       

      

      

      

      Рисунок 8.2 – Схема включения переносных электроизмерительных приборов и электросчетчиков при проведении энергоаудита ЭГПА типа СТД-12500

      
       

      38

      Таблица 8.5 – Перечень измеряемых параметров и погрешностей СИ

      
       

      Измеряемая величина	Обозначение	Класс точности СИ
      Частота в электрической сети (в энергосети)	fc	0,05
      Линейное напряжение	UAB, UBC, UAC	0,1
      Ток статора электропривода	IA, IC	0,1
      Измерение активной мощности электропривода методом «двух ваттметров», показания ваттметров	РАВ, РСВ	0,1
      Напряжение возбуждения	Uвозб	0,1
      Ток возбуждения	Iвозб	0,1

      
       

   3. Полную мощность, потребляемую статором электропривода ЭГПА, S, MBA, вычисляют по формуле

      

      S  ( 3 U л  I л )106,

      где Iл – средний линейный ток, А, вычисляют по формуле

      (8.39)

      Iл = (IA + IС)/2, (8.40)

      IA и IС – линейные токи, А, измеряют;

      Uл – усредненное линейное напряжение, В, вычисляемое по формуле

      Uл = (UAB + UBC + UCA)/3 , (8.41)

      где UAB, UBC, UCA – линейные напряжения, В, измеряют.

   4. Реактивную мощность, потребляемую статором электропривода ЭГПА Qр, МВАр, вычисляют по формуле

      Qр 

      

      эл

       

      S 2  P 2 .

      (8.42)

      
       

      Коэффициент мощности электропривода ЭГПА cos, вычисляют по формуле

      

      cos   Рэл .

      S

      
       

      (8.43)

   5. Мощность на валу нагнетателя электроприводного ЭГПА NЦБН, кВт, вычисляют по формуле

      NЦБН  Рэл дв м,

      (8.44)

      
       

      где дв – КПД электродвигателя, используют паспортные данные, приведенные в таблице Б.3 (приложение Б);

      м – КПД мультипликатора, используют паспортные данные, приведенные в таблице Б.3 (приложение Б).

      
       

      39

      Массовый расход газа через нагнетатель Gн, кг/c, вычисляют по формуле

      NЦБН

      

      G н  ,

      Нi

      (8.45)

      где Hi – полный напор (внутренняя удельная работа), кДж/кг, вычисляют по формуле

      k

      

      Hi   z ср R  T2н  Т1н .

      k 1

   6. КПД ЭГПА ЭГПА, вычисляют по формуле

      ЭГПА  дв м пол ,

      где пол – политропный КПД ЦБН, вычисляют по формуле (8.14).

      (8.46)

      
       

      (8.47)

   7. Коэффициент технического состояния Кн и коэффициент режима работы нагнетателя Кр вычисляются в последовательности, представленной в 8.2.18.

Полученные в результате расчетов коэффициенты технического состояния ЭГПА сравнивают с их нормативными величинами.

Причины снижения технического состояния агрегатов определяют на основании дополнительных исследований, проводимых специализированными организациями.

Расчет показателей энергоэффективности и определение коэффициентов технического состояния на примере инструментального обследования агрегата ЭГПА СТД-12500 с ЦБН 235-21-2 и ЦБН 235-26-1 приведены в таблицах Г.1, Г.2, Г.3 и на рисунках Г.1, Г.2 (приложение Г).

1. Методика инструментального обследования установки охлаждения газа

   1. Подготовку к пуску, эксплуатацию и техническое обслуживание УОГ в процессе испытаний проводит персонал КЦ в соответствии с инструкцией по эксплуатации АВО и правилами технической эксплуатации. Принципиальная технологическая схема УОГ приведена на рисунке 8.3.

      Испытания должны проводиться на установившихся режимах работы УОГ. Критерием тепловой стабилизации является изменение температуры газа за УОГ не более 0,3 °С в течение 30 мин.

      Принципиальная схема измерений приведена на рисунке 8.4. Перечень измеряемых параметров и погрешностей СИ приведены в таблице 8.6.

      На каждом режиме расход газа, температура газа на входе в УОГ, температура воздуха и температура газа на выходе из УОГ, потребляемая мощность и гидравлическое сопротивление должны быть определены по результатам двух измерений с интервалом 10–15 мин. В процессе проведения испытаний заполняют типовую форму протокола испытаний УОГ, приведенную в таблице Д.1 (приложение Д).

      
       

      40

      
       

      

      
       

      На схеме обозначено:

      t1 – температура газа на входе в УОГ;

      t2 – температура газа на выходе из УОГ;

      P1 – давление газа на входе в УОГ;

      ΔP – потери давления газа в АВО

      
       

      Рисунок 8.3 – Принципиальная технологическая схема УОГ

      
       

      
       

      41

      
       

      

      На рисунке обозначено 1 – УОГ; 2 – краны АВО

      Рисунок 8.4 – Принципиальная схема измерений параметров УОГ

      
       

      Таблица 8.6 – Перечень измеряемых параметров и погрешностей СИ

      
       

      Наименование	Обозначение	Диапазон измерений	Класс точности СИ, цена деления
      Барометрическое давление, кПа	Рa	от 80 до105	0,1
      Температура воздуха, °С	ta	от -50 до +50	0,1
      Давление газа на входе в АВО, кг/cм2	Р1АВО	от 0 до 100	кл. т. 0,25
      Потеря давления газа в АВО, кг/cм2	ΔРАВО	от 0 до 0,3	кл. т. 0,25
      Температура газа на входе в АВО, °С	t1АВО	от 0 до +75	0,1
      Температура газа на выходе из АВО, °С	t2АВО	от 0 до +50	0,1
      Мощность вентиляторов АВО, кВт	NАВО	от 0,5 до 100	кл. т. 2,5

      
       

   2. Расчетные показатели УОГ (АВО) определяют с использованием характеристик в форме номограмм в соответствии с Методикой [10], построенных для данного типоразмера АВО.

   3. Массовый расход газа через УОГ GУОГ, кг/с, вычисляют в соответствии с Методикой [10] по формуле

      GУОГ  4 

      

      qкц ,

      R

      
       

      (8.48)

      где qкц – коммерческая производительность КЦ, млн м3 /сут;

      R – газовая постоянная, кДж/(кг·К).

      
       

      42

   4. Массовый расход газа через АВО GАВО , кг/с, вычисляют по формуле

      GУОГ

      
       

      где nАВО – общее число АВО.

      

      GАВО

       ,

      nАВО

      (8.49)

   5. Расчетную тепловую нагрузку в УОГ QУОГр, кВт, вычисляют по формуле

      Q УОГp  nАВО  QАВОр,

      где QАВОр – расчетная тепловая нагрузка на АВО, кВт.

      
       

      (8.50)

      Расчетную тепловую нагрузку на АВО определяют по номограммам для данного типоразмера АВО (взятых из ТУ на АВО), построенным при всех работающих вентиляторах для

      фактических условий испытаний в зависимости от массового расхода газа GАВО и разности температур Δtгв

      Δtгв  t1АВО  ta ,

      где t1АВО – температура газа на входе в АВО, °С, измеряют;

      tа – температура воздуха на входе в АВО, °С , измеряют.

      (8.51)

      На рисунках Д.1, Д.2 (приложение Д) приведены номограммы для двух типов АВО, наиболее часто применяемых в газотранспортных дочерних обществах, – 2АВГ-75 и АВГ-85 МГ.

      При отсутствии номограмм допускается определение QАВОр по формуле

      Срр

      

      QАВОр  QАВОно  С

      ,

      рно

      (8.52)

      
       

      где QАВОно – номинальная тепловая нагрузка АВО, кВт, используют паспортные данные;

      Срр – удельная теплоемкость газа для расчетного режима работы АВО, кДж/(кг·К), вычисляют по формулам

      Cрр

       1,695 1,838 10 3 Т

      
       

      АВОср

      

      1,96 10 6  РАВОср 

      Т

       

      3

      АВОср

      0,1

      ,

      
       

      (8.53)

      
       

      Т АВОср

      

       Т1АВО Т2АВО , 2

      
       

      (8.54)

      
       

      Т1АВО = t1АВО + 273,15, (8.55)

      Т2АВО= t2АВО +273,15, (8.56)

      
       

      P  P

      PАВОср  1АВО 2АВО ,

      2

      (8.57)

      
       

      Р2АВО = Р1АВО – ΔPАВО · 10–3. (8.58)

      
       

      43

      t2АВО – температура газа на выходе из АВО, °С, измеряют;

      Р1АВО, Р2АВО – давление газа на входе и выходе АВО, МПа, измеряют;

      ΔPАВО – потеря давления в АВО, КПа, измеряют.

      Cрр – удельная теплоемкость газа для номинального режима работы АВО, кДж/(кг·К), вычисляют по формулам (8.53)  (8.58) для номинальных значений данных t1АВОно, t2АВОно, Р1АВОно, Р2АВОно,ΔPАВОно.

   6. Фактическую тепловую нагрузку на УОГ QУОГ, кВт, вычисляют по формуле

      QУОГ  GУОГ  Cрср (t1УОГ  t2УОГ ),

      
       

      (8.59)

      
       

      Срр – средняя удельная теплоемкость газа для фактического режима работы УОГ, кДж/(кг · К), вычисляют по формулам

      C  1,695 1,838 10 3 Т

      1,96 10 6  РУОГср  0,1

      рср

      

      Т

       

      УОГср

      ,

      3

      УОГср

      (8.60)

      
       

      Т Т

      Т УОГср 

      

      1УОГ 2УОГ ,

      2

      (8.61)

      
       

      Т1УОГ = t1УОГ + 273,15, (8.62)

      Т2УОГ = t2УОГ + 273,15, (8.63)

      
       

      P  P

      PУОГср 

      

      1УОГ 2УОГ ,

      2

      (8.64)

      
       

      Р2УОГ = Р1УОГ – ΔPУОГ · 10–3, (8.65)

      t1УОГ, t2УОГ – температура газа на входе и выходе из УОГ, °С, измеряют; Р1УОГ, Р2УОГ – давление газа на входе и выходе УОГ, МПа, измеряют; ΔPУОГ – потеря давления в УОГ, КПа, измеряют.

      Расчетную величину мощности УОГ NУОГр, кВт, определяют по формуле

      NУОГp  nАВО  NАВОр ,

      
       

      (8.66)

      
       

      где NАВОр – расчетная мощность АВО, кВт, определяемая по формуле

      
       

      
       

      N  N

      ⎛ Р Т ⎞

       а  о ,

      

      

      АВОр АВОно

      ⎜ Р Т ⎟

      (8.67)

      ⎝ о а ⎠

      
       

      
       

      NАВОр – номинальная мощность, определяемая по технической документации данного типоразмера АВО, кВт;

      Р0 и T0 – стандартные условия для вентиляторов (Р0 = 0,1013 МПа, T0 = 293,15 К ).

      
       

      44

      ээ

       

   7. Расчетную величину показателя энергоэффективности УОГ ЕУОГ определяют по

      р

      формуле

      
       

      E УОГ  QУОГр .

      ээр

      

      N УОГр

      (8.68)

      
       

      ээ

       

   8. Показатель энергоэффективности УОГ ЕУОГопределяют по формуле

      
       

      E УОГ

      ээ

      

       QУОГ ,

      N УОГ

      
       

      (8.69)

      
       

      где NУОГ – фактическая мощность, потребляемая УОГ, кВт, измеряют.

      Пример измерения NУОГ представлен в таблице Д.2 (приложение Д).

   9. Расчетную величину гидравлического сопротивления УОГ ΔРУОГр, кПа, вычисляют в соответствии с Методикой [10] по формуле

      
       

      Δ  Δ 

      но  ⎛

      2

      GУОГ ⎞

      PУОГр

      РУОГно

      УОГср

      

      

      G

       

      ⎜ ⎟ ,

      ⎝ УОГно ⎠

      (8.70)

      
       

      где ΔРУОГно – потери давления в УОГ на номинальном режиме, кПа, используют данные технической документации на УОГ;

      GУОГно – массовый расход газа через УОГ на номинальном режиме, кг/с;

      но – плотность газа в УОГ при стандартных условиях, кг/м3, используют данные ПДС;

      УОГср – плотность газа в УОГ, кг/м3, вычисляют для средних параметров фактического режима по формулам

      РУОГср

      103

      

      УОГср  z

      
       

      УОГср

       R Т

      ,

      УОГср

      (8.71)

      
       

      zУОГср

      

       z1УОГ

      • z2УОГ , 2

        
         

        (8.72)

        
         

        z1УОГ  1[(10,2  P1УОГ  6)(0,34510

        2 Δв  0,44610 3) 

         0,015][1,3  0,0144 (T1УОГ

         283,2)].

        (8.73)

        
         

        z2УОГ  1[(10,2  P2УОГ  6)(0,34510

        2 Δ в  0,44610 3) 

         0,015][1,3  0,0144 (T2УОГ

         283,2)].

        (8.74)

        
         

        z1УОГ, z2УОГ – коэффициенты сжимаемости газа на входе и выходе УОГ;

        R – газовая постоянная, кДж/ (кг·К).

        Примечание – Номинальные значения Z1но, Z2но, УОГно для УОГ (АВО) рассчитывают по формулам (8.73), (8.74), (8.71), подставляя в них соответствующие значения номинальных параметров.

        
         

        
         

        45

        –

   10. Расчетную величину относительных потерь давления в УОГ ΔР УОГр, %, вычи-

       сляют по формуле

       
        

        

       ΔРУОГр 

       

       ΔРУОГр

       103

       
        

       100.

       
        

       (8.75)

       РУОГср

       ээ

        

   11. Коэффициент энергоэффективности УОГ КУОГ вычисляют по формуле

       
        

       Е УОГ

       УОГ ээ

       K  .

       ээ Е УОГ

       ээР

       (8.76)

       
        

       гэ

        

   12. Коэффициент гидравлической эффективности УОГ КУОГ вычисляют по формуле

       
        

       УОГ  ΔРУОГр

       

       К

       гэ ΔР

       ,

       УОГ

       (8.77)

       
        

       где ΔРУОГ – фактическая величина гидравлического сопротивления УОГ, кПа, измеряют.

   13. Результат инструментального обследования считается положительным, если

численные значения коэффициентов КУОГ, КУОГ, определенные в процессе испытаний, пре-

вышают или равны 90 %.

ээ гэ

Пример расчета коэффициентов технического состояния УОГ приведен в приложении Д.

1. Методика проведения инструментального обследования электрооборудования компрессорного цеха, компрессорной станции

   1. Требования к инструментальному обеспечению энергоаудита

      Исходные данные, необходимые для обследования электрооборудования КЦ, КС:

      • схема разграничения балансовой принадлежности и ответственности за эксплуатацию электроустановок между энергоснабжающей организацией и КС;

      • структурная схема электроснабжения КС;

      • схемы главных цепей ЗРУ подстанций, питающих КТП и электроприемники площадок КЦ;

      • схемы электрических соединений КТП площадок КЦ;

      • другие электрические схемы, необходимые для проведения обследования;

      • перечень электрооборудования, установленного на КЦ, КС;

      • перечень щитовых электроизмерительных приборов, установленных на электрооборудовании КЦ и в соответствующих ячейках ЗРУ;

      • перечень штатных средств технического учета электроэнергии (счетчиков активной и реактивной энергии) на КС.

      
       

      46

      Как правило, на существующих КС штатные электроизмерительные приборы и средства технического учета электроэнергии не обеспечивают необходимой для инструментального обследования точности измерений. В связи с этим энергоаудиторы должны быть оснащены следующим комплектом электроизмерительных СИ:

      • амперметры и вольтметры электромагнитной или электродинамической системы (пределы 0–5 А и 0–150 В) класса точности не хуже 0,2 (не менее 2 шт.);

      • ваттметры электродинамической системы (пределы 0–75 В и 0–5 А) класса точности не хуже 0,2 (не менее 2 шт.);

      • электронные токовые клещи, имеющие разрешающую способность по току не хуже, чем у токовых клещей типа TES-3060, с зажимами для измерения напряжения и тока, позволяющие снимать показания тока, напряжения, активной мощности и cos (не менее 1 шт.) и др. СИ.

        Переносные амперметры, вольтметры и ваттметры могут подключаться только к трансформаторам тока и напряжения ячеек ЗРУ, питающих статорные цепи электродвигателей ГПА.

        В составе КЦ имеются электропотребители низкого напряжения относительно небольшой мощности, питаемые от КТП. Прямое измерение электрических величин (токов, напряжений и мощностей) в первичных цепях КТП, т.е. в цепях высокого напряжения с небольшими величинами токов, невозможно с помощью токовых клещей. Такими клещами нельзя охватить токоведущие жилы высоковольтных кабелей, питающих КТП. Определение рабочих режимов кабелей на стороне высокого напряжения при обследовании возможно путем косвенных измерений во вторичных цепях трансформаторов напряжения и тока в ячейках ЗРУ. Для таких измерений необходимы электронные токовые клещи с разрешающей способностью не хуже 0,1 мА и с пределами измерений 0–100 мА и 0–1 А.

   2. Инструментальное обследование электрооборудования КЦ

Инструментальное обследование следует проводить в то время, когда режим работы КЦ близок к среднестатистическому годовому режиму. Во время проведения инструментального обследования режим работы КЦ должен оставаться неизменным.

Ячейки ЗРУ (с трансформаторами тока и напряжения), входящие в состав цепей питания КТП КЦ и КТП АВО газа, недоступны для измерений, поэтому параметры электрического состояния секций шин, питаемых этими ячейками, определяются косвенным путем в результате расчетов по данным измерений в цепях 0,4 кВ. Штатные счетчики для измерения активной и реактивной мощности имеют низкий класс точности и могут служить только для приближенной оценки снимаемых показателей. Щитовые измерительные приборы, установленные в ячей-

47

ках ЗРУ КЦ, имеют низкий класс точности (в лучшем случае – 1,5) и почти все работают на начальном участке шкалы, поэтому они могут использоваться только как индикаторы.

Схема включения токовых клещей для измерения тока, напряжения, мощности и коэффициента мощности показана на рисунке 8.5. В сетях с напряжением 0,4 кВ эти величины измеряют токовыми клещами путем охвата фазных проводов, отходящих от автоматических выключателей распределительных устройств и щитов, питающих потребителей как на ГПА, так и на КТП. Суммарная мощность, потребляемая участком электрической цепи, определяется путем суммирования активных и реактивных мощностей отдельных фаз.

Рисунок 8.5 – Схема подключения токовых клещей к фазному проводу

Результаты измерений мощностей электропотребителей КЦ представляют в табличном виде (таблица 8.7).

По результатам приборного обследования составляют баланс электрических мощностей (активных и реактивных).

Та блица 8.7 – Измеренные значения мощностей электропотребителей КЦ

48

Окончание таблицы 8.7

Производят оценку мощностей потерь электроэнергии в элементах системы электроснабжения: линиях, трансформаторах, конденсаторных батареях и др.