Тенденции развития противопомпажного регулирования

Помпаж сопровождается периодическим резким падением расхода, приводящим к реверсированию потока, автоколебаниям расхода и давления с частотой помпажных циклов от 0,3 до 3 Гц, вибрацией компрессора, ростом температуры газа на всасывании и специфическим шумом. Модель помпажа представлена на рис.2.

Рис. 2. Модель помпажа в компрессоре

 

Для устранения помпажа компрессор не может выходить за достаточно жесткие пределы по давлению, расходу и температуре газа. В противном случае это может привести к необратимому разгону, реверсному потоку или вибрациям вала компрессора и, в конечном итоге, аварии. Ограничения работы компрессора по помпажу показаны на рис.3.

Предел максимальной скорости

Граница помпажа

Линия Чока

Предел минимальной скорости

 

 

Рис. 3. Схема противопомпажной защиты и регулирования по модели компании ССС Inc.

 

Существенную роль для высокой эффективности компрессоров играют внутреннее повышение КПД, безопасности и надежности работы, благодаря системе противопомпажного регулирования. С учетом непрекращающегося роста тарифов все больше газовых компаний стремятся сократить прямые расходы и приблизить эксплуатационные диапазоны компрессоров к максимальному КПД. Из этого следует, что с целью расширения диапазона регулирования, режимы работы компрессоров автоматически приближаются к границам помпажа. Работа на границе помпажа повышает диапазон работы и КПД, что существенно снижает энергозатраты, но при этом рождаются достаточно высокие риски поломки компрессоров.

 

 

Развитие системы противопомпажной защиты и регулирования

Системы противопомпажной защиты и регулирования в своем развитии прошли несколько основных стадий, коррелирующих с развитием компрессоров. Для газовых компрессоров малой производительности практически не требовались автоматические системы управления помпажом. В случае необходимости вопрос повышения газодинамической устойчивости решался простым ручным открытием байпасных клапанов. Однако это приводило к большой зависимости от способности определить начало помпажа и сложностям с быстротой реагирования.

В связи с ростом требований к надежности и снижению потерь, следующим этапом стали системы сигнализации, извещающие оператора о начале помпажа. Обвязка системы уже включала некоторые датчики и манометры. Тем не менее, еще приходилось работать вдали от границы помпажа в самой безопасной хоне, что не давало возможности гибче управлять компрессорами и повысить его эффективность.

Системы обнаружения помпажа механические, а затем и электрические на основе измерений колебаний давления, расхода, тока двигателя и т.д. начали применяться с середины прошлого века. Но несмотря на множество патентов, они не получили широкого распространения и применялись как дополнительная мера защиты. Определение вращающегося срыва в то время при использовании аналоговых средств не представлялось возможным, так как уровень полезного сигнала был соизмерим с уровнем шумов, к которым еще добавлялись и внешние помехи. Быстрота регулирования и защита от помех начала выходить на первый план.

В начале 60-х годов впервые были сделаны попытки найти рабочие точки регулирования относительно границы помпажа безотносительно к свойствам газа. Применялись только датчики дифференциала давления на сужающем устройстве на нагнетании – всасывании компрессора с целью определения положения рабочей точки на плоскости. Метод обеспечил большую рабочую зону, по сравнению с уставкой минимального расхода, как это делалось ранее, рис.4.

 

Рис. 4. Уставка контроллера по методу одной прямой и уставка контроллера на минимальный расход, 60-е годы, Foxboro, (данные компании Invensys)

 

До 80-х годов это решение оставалось стандартом отрасли. Оно строилось на основе гидравлических, пневматических и аналоговых PID контуров регулирования с линейной характеристикой. Однако они были неспособны обеспечить необходимое быстродействие при сохранении устойчивости и приспособиться к влиянию нелинейности компрессорной характеристики, поскольку каждая компрессорная характеристика имеет большую крутизну в районе низких ступеней сжатия и меньшую в районе помпажной границы.

С появлением цифровых контроллеров в восьмидесятые годы использовался все тот же алгоритм отстройки от границы помпажа. Практически старое решение на основе аналоговых пневматических регуляторов заменялось на более скоростные цифровые, но с тем же большим запасом до границы помпажа.

В последующие годы высокое быстродействие и точность цифровых контроллеров позволили приблизить уставку контроллера к границе помпажа. Этим был значительно расширен рабочий диапазон компрессора. Дальнейшее развитие системы противопомпажного регулирования состояло в развитии алгоритмов на основе параметров частоты вращения и экспоненты политропы. При этом благодаря разработке алгоритмов кусочно - линейной аппроксимации удалось еще более приблизить рабочую точку расхода к границе помпажа, рис.5.

Рис. 5. Зависимость степени сжатия от приведенного показателя расхода при кусочно-линейной аппроксимации (Данные компании Invensys)

Требование быстроты срабатывания контроллера стало одним из самых важных критериев. Планка скорости цикла была установлена в 40 мс, однако, в настоящее время она подвергается сомнению. Ясной стала зависимость этой постоянной времени от скорости переходных процессов. В частности, на достаточно медленных процессах временные постоянные измеряются минутами. Быстродействие контроллеров при этом может составлять 100 мс.

Тем не менее, многое изменяется при приближении к границе помпажа. Если рабочая точка движется к границе помпажа очень быстро, то размер и скорость открытия противопомпажного клапана являются гораздо более важными показателями, чем скорость реакции контроллера. Моделирование противопомпажной границы по степени сжатия и дифференциала давления с учетом давления на всасывании показало себя как надежный способ прогнозирования резерва до границы помпажа. Рабочая точка была приближена к границе помпажа еще ближе, позволив еще больше расширить рабочую зону компрессора, рис.6.

 

Рис. 6. Уставка контроллера по методу прогнозирования границы помпажа по степени сжатия и дифференциала давления с учетом давления всасывания (модель компании Invensys)

Другой проблемой стала точность. Ведь при приближении к границе помпажа, расходомеры, как сами по себе создающие шумы (до 20% от диапазона КИП), способны спровоцировать неконтролируемый отклик регулятора. Из-за шумов регулятор может сработать на 3-4% выше реального положения линии уставки.

Вопросы точности исполнительных устройств стали также сильно влиять и на точность самого регулятора. Выбор точного быстродействующего противопомпажного клапана с высоким разрешением также как и отработка других элементов регулятора (выбор подходящей скорости процесса, использование надежного алгоритма определения границы помпажа) позволяет гарантированно предотвратить помпаж.

С ростом мощности и производительности компрессоров любой отказ стал причиной значительных потерь. Это обусловило рождение новых требований к системе противопомпажной защиты и регулирования, таких как работоспособность в условиях отказа КИП, непрерывность управления и быстродействие. Они начали соединяться в единую систему обеспечения устойчивости против отказов.

Современный контроллер способен оказывать влияние на технологический процесс при изменении объема рециркуляции газа через противопомпажный контур. Например, в результате низкого расхода давление всасывания начинает падать, повышая риск помпажа компрессора. Противопомпажный клапан открывается, увеличивая давление всасывания. В ответ на возросшее давление контур регулирования давления всасывания увеличивает скорость работы компрессора, снижая риск помпажа. Теперь противопомпажный клапан закрывается, снижая давление всасывания, контур регулирования давления всасывания снижает скорость компрессора, что в свою очередь, вновь начинает перемещать рабочую точку компрессора по направлению к границе помпажа. Снижение такого вредного взаимодействия противопомпажного и технологического контуров обеспечивается не только средствами развязывания контуров, но и подбором противопомпажных клапанов, учитывающих возможность работы в более широком диапазоне регулирования, характерных для таких случаев.

Если в технологии используется регулирование расхода компрессором, то резкий сброс нагрузки может вызвать быстрое перемещение рабочей точки к границе помпажа. При этом противопомпажный контур имеет свою собственную временную составляющую на срабатывание. Если реакция будет медленной, то для предотвращения помпажа может потребоваться аварийное срабатывание противопомпажного клапана. При этом сбои в технологическом процессе, безусловно, будут, см. блок – вставку Case study.

 

CASE STUDY Открытие противопомпажного клапана газодожимного компрессора на ТЭС ТГК -1, Санкт-Петербург

Скачок напряжения секции РУСН 6кВ привел к повышению значения силы тока на электродвигателе газодожимного компрессора (ГДК-1) до срабатывания предупредительной уставки, равной 90А. Произошло полное аварийное открытие противопомпажного клапана. Этот клапан установлен на линии байпаса газопроводов всаса и напора ГДК-1. Полное открытие противопомпажного клапана переводит работу ГДК-1 в режим рециркуляции для разгрузки компрессора (электродвигателя).

 

Рис. 7. Диаграмма открытия противопомпажного клапана ГДК вследствие скачка напряжения секции РУСН 6кВ.

 

После перехода ГДК-1 в режим рециркуляции расход потребляемого газа практически мгновенно изменяется от номинального значения (≈37000 нм³/ч) до нулевого (≈0 нм³/ч). В результате этого давление газа за узлом редуцирования (всас ГДК-1) резко возрастает от 140 кПа до 312 кПа за 6 секунд. Регулирующий клапан узла редуцирования начинает закрываться и полностью доходит до крайнего закрытого положения через 23 с.

Давление на напоре ГДК-1 начинает снижаться и достигает уставки срабатывания АВР ГДК-1, равной 2550 кПа, но включение резервного газодожимного компрессора (ГДК-2) не происходит, так как на нем формируется запрет пуска вследствие повышенного давления газа на входе в компрессор, выше 200 кПа. Запрет действует в течение 91 секунды. За это время давление газа на напоре ГДК-1 понижается до 2140 кПа, а перед стопорным клапаном газовых турбин Ansaldo до 2058 кПа (Рис.5.), при этом практически достигнув уставки срабатывания защиты газовой турбины по понижению давления газа до 2050 кПа.

 

 

Рис. 8. Диаграмма давления газа (красная линия) и расхода газа (зеленая линия) перед ГТУ

 

После того как давление газа на входе в ГДК -1 снижается до 200 кПа, а непосредственно за узлом редуцирования до ≈165 кПа, снимается запрет на включение ГДК-2. Происходит включение ГДК-2. Время с момента автоматического пуска из «горячего» резерва до начала подачи газа в сеть составляет не более 20 с. Давление газа перед газовыми турбинами постепенно повышается и приходит к нормальному значению, не достигнув аварийной уставки срабатывания. Разница между уставкой аварийного срабатывания и значением давления составляла всего 8 кПа. Двумя часами позднее в этот же день случай описанный выше повторился. Длительность запрета на включение резервного ГДК составляла 120 с, и лишь меньшая нагрузка ГТУ не позволила понизиться давлению газа перед стопорным клапаном ГТУ до аварийной уставки в 2050 кПа.

 

Для таких шумных процессов как расход, возникают ограничения по использованию даже самых совершенных ПИД регуляторов. В связи с этим в контроллеры приходится встраивать динамическое задание противопомпажного ПИД регулятора, ограничивающего скорость рабочей точки в направлении границы помпажа. Плавность перехода к открытию клапана вблизи границы помпажа с возможностью высокой точности регулирования стало выходить вперед как одно из важнейших требований, обеспечивающее отсутствие сбоев.

Совмещение защиты и регулирования при приближении к границе помпажа является основным содержанием сегодняшнего этапа развития противопомпажного регулирования. Для обеспечения регулирования используют «мягкие» адаптивные настройки, а для обеспечения противопомпажной защиты устанавливается независимый контур. Он должен гарантировать открытие противопомпажного клапана настолько быстро, насколько это возможно. При этом перерегулирование не допускается, поскольку оно может создать аварийную ситуацию.

В процессе разработки алгоритмов противопомпажа разрабатывались сложные методы, такие как функциональный нелинейный метод (ФНМ) регулирования давления на выходе цеха для компенсации большой инерционности, вызванной аккумулирующими свойствами газопровода, оперирующий с математической моделью агрегата. Развитие средств измерения и микропроцессорных контроллеров создало предпосылки для создания систем распознавания вращающегося срыва. Создание эффективных систем распознавания вращающегося срыва позволяло надежно защитить компрессор от помпажа, сохраняя всю область допустимой работы с высоким КПД.

В дальнейшем состоялся переход от аналоговой системы к аналогово-цифровой системе распознавания информации и далее к цифровым протоколам на основе полевых шин (FFB, Profibus и пр.). Переход управления всем компрессорным цехом на малолюдные технологии с удаленным доступом с помехозащищенными сетями во многом способствовало такому переходу. Комплекс мероприятий по алгоритмизации позволил достичь частоты снятия импульсов и их обработки в пределах до 10 мс. Временное увеличение запаса до помпажа при больших или быстрых возмущениях позволило устанавливать значительно меньший запас на установившихся режимах, сохраняя при этом безопасность агрегата. Пример современной системы противопомпажного регулирования, включая подсистемы сигнализации, защиты и регулирования с расчетным модулем, представлен на рис.9.

 

 

 

Рис. 9. Взаимодействие блоков противопомпажного регулирования и защиты ГПА – КЦ (Вега-Газ)

 

Наиболее развитые системы защиты имеют следующие гарантированные параметры:

• Защита по категории безопасности SIL3;

• Система противоаварийной защиты HIMA уровня SIL 3;

- Модульная или компактная система с интеграцией в систему HIMA;

- Голосование 2oo3 (два из трех), например давление/температура: масла смазки и горение;

- Высокоскоростное соединение Ethernet (не менее100 Мбит/с);

• Проектирование в соответствии с требованиями стандарта API670.

По отношению к противопомпажным клапанам должны выполняться следующие требования:

- 4 входных канала LVDT/RVDT;
- интервал обновления входа 1 мс;
- настраиваемый фильтр измерений;
- 16 разрядный АЦ – преобразователь.

С отработкой алгоритмов противопомпажного регулирования появилась значительная потребность к непрерывности анализа информации, сохранению трендов, применению диагностических механизмов оценки состояния противопомпажного оборудования (клапана). Основой стали новые цифровые технологии, освоенные в системах АСУТП противопомпажного регулирования.

Таким образом, за время своего развития система противопомпажного регулирования стала выполнять не только функции сигнализации, предупреждения и защиты, но и регулирования для обеспечения непрерывной работы агрегата. Сильное влияние на развитие системы оказывала способность исполнительных устройств АСУ ТП быстро справляться с помпажом, надежно работать в условиях малых расходов и больших перепадов, обеспечивать наиболее плавные линейные характеристики регулирования в условиях подхода к помпажной границе.