Разработка методов поузлового диагностирования стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

В последнее время непрерывно возрастает роль природного газа как одного из главных и перспективных источников энергообеспечения промышленности Российской Федерации (РФ). Учитывая, что на территории России сосредоточено треть мировых запасов природного газа, можно утверждать, что природный газ в обозримом будущем останется одним из важнейших видов уникального топлива и химического сырья для потребления и реализации не только внутри страны, но и за ее пределами.

Если дополнительно учесть значительно меньшую себестоимость добычи и транспорта газа по сравнению с недавно традиционными видами топливного сырья (уголь, нефть), отнесённую к единице получаемой энергии, а также неудобство его замещения другими видами топлива в целом ряде отраслей, то преимущества газа будут ещё более очевидны.

К настоящему времени Западная Европа более чем на 25% свои потребности в энергоресурсах покрывает за счёт российского газа, и свыше 50% территории России и государств бывшего СССР используют в качестве основного промышленного и бытового топлива природный газ, добываемый преимущественно в северных районах Тюменской области (СРТО), Ямало-Ненецком национальном округе, а также в Туркмении, Узбекистане, Казахстане. Для расширения возможностей экспорта природного газа из России в дополнение к существующим газовым коридорам в 2002 г. через Украину построена система газопроводов «Голубой поток» через Чёрное море в Турциюсооружён газопровод через территорию Беларуси и Польши в Германию. Протяжённость газопроводов Единой системы газоснабжения (ЕСГ), включающей кроме магистральных газопроводов России и стран СНГ сеть газопроводов стран Западной Европы, составляет в однониточном исполнении свыше 158 тыс. кмколичество установленных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) всех типов — свыше 4 тыс.- суммарная установленная мощностьболее 44 млн. кВт.

Нельзя не отметить, что природный газ, добываемый в России, не только экспортируется, но и потребляется в значительной степени внутри страны. Самым крупным потребителем природного газа в Российской Федерации является современная электроэнергетика. Доля теплоэлектростанций (ТЭС) РФ в общем потреблении природного газа снизилась с 44% в 1990 г. до 38% в 2003 г. (2003 г./1990 г. -86%). Расход природного газа на ТЭС РФ в 19 902 003 гг. находился в интервале 132−179 млрд м3. С 1990 по 1998 г. расход природного газа на ТЭС уменьшился с 179 до 132 млрд м3 (1998 г./1990 г. -74%), а с 1998 по 2003 г. увеличился с 132 до 144 млрд м3 (2003 г./ 1990 г,-80%) [40].

В силу географической особенности российских газотранспортных систем (большая протяжённость газопроводов от мест добычи до регионов интенсивного газопотребления) транспорт газа по ним сопровождается большими затратами на так называемые «собственные нужды». Учитывая, что в отрасли добывается немногим более 540 млрд. м3 газа в год, а основные газовые месторождения уже в значительной степени выработаны (на большинстве месторождений — падающая добыча), освоение газовых месторождений на море требует огромных капиталовложений, проблема энергосбережения в отрасли приобретает особое значение [52].

В связи с появившейся проблемой был принят Закон РФ «Об энергосбережении» и вслед за ним ряд директивных документов федерального и отраслевого уровня, направленных на энергосбережение. На основе этих документов в ОАО «Газпром» была разработана «Программа энергосбережения ОАО «Газпром», которая сформировала основные задачи и направления энергосбережения в транспорте газа. Мероприятия по экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в транспорте газа реализуются на стадии проектирования, реконструкции и эксплуатации газопроводов.

На стадии проектирования и строительстве газопроводов можно обозначить четыре основных направления энергосбережения: повышение давления в газопроводе, применение высокоэкономичных ГПА, применение труб с внутренним гладкостным покрытием, а также совершенствование методов проектирования газопроводов.

В целом, повышение рабочего давления позитивно сказывается на экономических показателях работы газопровода: снижаются расход газа на собственные нужды, капитальные и эксплуатационные затраты, а также тариф на транспорт газа. С точки зрения энергосбережения наиболее выгодным вариантом при строительстве газопровода является рабочее давление 9,8 МПа, так как при этом происходит значительное снижение расхода газа на собственные технологические нужды и соответственно снижение эксплуатационных затрат. Сравнивая варианты строительства газопроводов с давлениями 11,8 МПа и 9,8 МПа годовые эксплуатационные затраты во втором случае ниже на 5% по отношению к первому варианту. Использование ГПА повышенной экономичности приводит к снижению удельного расхода топлива пропорционально увеличению КПД привода и соответственно к снижению эксплуатационных затрат.

На стадии эксплуатации газопроводов планируется применять следующие энергосберегающие мероприятия [52]:

— оптимизацию технологических режимов газопроводов с применением современных программно-вычислительных комплексов;

— мероприятия по техническому обслуживанию и ремонту оборудования КС и газопроводов, включая очистку полости труб, замену запорной арматуры, использование передвижных компрессорных установок для перекачки газа из ремонтируемых участков в действующие и др.

Эффективность работы ГПА определяется их техническим состоянием, организацией системы компримирования на компрессорных станциях (КС) и режимами работы ГПА. Оптимизация работы линейных участков магистральных газопроводов (МГ) зависит и от оптимизации режимов работы КС в составе МГ, и от оптимизации режимов работы ГПА в составе компрессорных цехов. Причем оптимизация должна осуществляться не по паспортным (постоянным) характеристикам, а по индивидуальным характеристикам агрегатов, полученным по результатам диагностирования. Решение этой задачи невозможно без применения методов термогазодинамической диагностики для постоянного контроля технического состояния ГПА. Причем, именно оптимизация режимов работы ГПА с учетом их технического состояния и п ре-допределяет высокую экономическую эффективность работы компрессорных цехов (КЦ), КС и МГ.

К настоящему времени накоплен достаточно большой опыт разработки и внедрения различных методов технической диагностики, в т. ч. параметрического диагностирования, ГПА. В то же время комплексной работы по оценке принципов построения, погрешности расчета, требуемого объема и точности измеряемых параметров, целесообразной области применения методов определения технического состояния и технологических параметров ГПА не проводилось. Даже предварительное рассмотрение указанной проблемы свидетельствует о необходимости дальнейших исследований с целью разработки методик, отвечающих требованиям отраслевой системы диагностического обслуживания оборудования КС, позволяющим получить информацию о техническом состоянии основных узлов газотурбинных установок (компрессор, камера сгорания, регенератор, турбина высокого давления и др.) для эффективного планирования объёма и сроков предстоящего ремонта, а также более полного восстановления характеристик газотурбинной установки (ГТУ) в процессе самого ремонта.

Необходимость разработки таких методов именно для стационарных газотурбинных ГПА (ГГПА) обусловлена как тем, что в газотранспортной системе нашей страны используется около 80% газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом (из них порядка 25% стационарных агрегатов), так и тем, что восстановительный ремонт стационарных ГГПА (в отличие от авиационных и судовых агрегатов, ремонтируемых на заводах-изготовителях) производится непосредственно в условиях КС.

Все это свидетельствует об актуальности темы исследования как с теоретической, так и с практической точек зрения.

Целью диссертационной работы является разработка методов поузлового диагностирования стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов, позволяющих снизить энергозатраты на транспорт газа и ремонтно-техническое обслуживание за счёт использования объективной информации о техническом состоянии узлов ГПА.

В данной работе для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи: проанализировать методы оценки технического состояния и определения технико-экономических показателей работы ГГПАразработать математическую модель рабочих процессов ГТУ в линейном видеразработать методики оперативного определения выходных энергетических показателей газотурбинной установки в условиях эксплуатации КС с использованием линеаризованных зависимостейпроанализировать возможности и перспективы использования измерителя крутящего момента на КС МГразработать комплекс методик поузлового диагностирования стационарных ГГПАапробировать результаты работы на КС «Палласовка» ООО «Волгоградтрансгаз».

Научная новизна работы заключается, прежде всего, в том, что в ходе решения поставленных задач были получены следующие результаты: предложена классификация существующих методов параметрического диагностирования газотурбинных газоперекачивающих агрегатовразработан «косвенный» метод определения мощности и коэффициента технического состояния для любого типа газотурбинных установок, основанный на штатном объеме измеряемых параметровполучена формула расхода топливного газа в зависимости от уровня эффективной мощности, окружающих условий и коэффициента технического состояния газотурбинного газоперекачивающего агрегатаразработана методология использования поузлового параметрического диагностирования газотурбинных установокразработан комплекс методик поузлового диагностирования стационарных газоперекачивающих агрегатов.

Практическая ценность работы состоит в возможности получения наряду с оперативной информацией по текущему режиму работы ГПА и общему техническому состоянию проточной части также информации о техническом состоянии основных узлов ГТУ, которая может быть использована для принятия управленческих решений по режимам эксплуатации, планированию ремонтов эксплуатируемого оборудования, оперативному восстановлению его работоспособности.

Методики и разработанный на их основе программный комплекс апробирован на данных опытно — промышленных испытаний на КС «Палласовка» ООО «Волгоградтрансгаз» и рекомендован для использования в системе диагностического обслуживания газотурбинных ГПА.

8. Результаты работы использованы в комплексе методик по определению мощности и коэффициента технического состояния различных типов ГТУ.

9. Методика поузлового диагностирования ГПА типа ГТК-10 и разработанный на ее основе программный комплекс рекомендованы для использования в системе диагностического обслуживания КС.