Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов поузлового диагностирования стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов поузлового диагностирования стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов"

На правах рукописи

ЮЛАМАНОВ ЭДУАРД ФАНИЛЕВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОУЗЛОВОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ СТАЦИОНАРНЫХ ГАЗОТУРБИННЫХ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ

АГРЕГАТОВ

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» (технические науки)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2007 г.

003052260

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Лопатин Алексей Сергеевич Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Зарицкий Сергей Петрович кандидат технических наук Фрейман Константин Викторович

Ведущее предприятие: ООО «ВНИИГАЗ», Московская обл.

Защита состоится " /7 "2007 г. в /£~час. в ауд.«5Ф&а заседании диссертационного совета Д 212.200.06 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина, по адресу: Ленинский проспект 65, г. Москва, В-296, ГСП-1,119991.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан /5Г" Нарта 2007 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

Л/л?^ ^ С.Г. Иванцова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

В условиях длительной непрерывной работы и интенсивного старения технологического оборудования компрессорных станций (КС), применение технической диагностики является одним из наиболее кардинальных средств обеспечения надежности и эффективности работы магистральных газопроводов (МГ).

К настоящему времени накоплен достаточно большой опыт разработки и внедрения различных методов технической диагностики, в т.ч. параметрического диагностирования, газоперекачивающих агрегатов (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 отли-

чие 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.

Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:

■ провести сравнительный анализ существующих методов оценки технического состояния и определения технико-экономических показателей работы I i IIA;

■ разработать математическую модель рабочих процессов ГТУ в линейном виде;

■ разработать методику оперативного определения выходных энергетических показателей газотурбинной установки в условиях эксплуатации КС с использованием линеаризованных зависимостей;

■ проанализировать возможности и перспективы использования измерителя крутящего момента на КС МГ;

■ разработать комплекс методик поузлового диагностирования стационарных ГТПА.

Научная новизна работы заключается в том, что в ходе решения поставленных задач были получены следующие результаты:

■ предложена классификация существующих методов параметрического диагностирования ГГПА;

■ разработан «косвенный» метод определения мощности и коэффициента технического состояния для любого типа ГТУ, основанный на штатном объеме измеряемых параметров;

■ получена формула расхода топливного газа в зависимости от уровня эффективной мощности, окружающих условий и коэффициента технического состояния ГГПА;

■ разработана методология использования поузлового параметрического диагностирования ГТУ;

■ разработан комплекс методик поузлового диагностирования стационарных ГГПА.

Практическая ценность работы заключается в том, что она выполнялась исходя из конкретных потребностей отрасли.

Результаты работы использованы в методиках по определению мощности и коэффициента технического состояния различных типов ГТУ, утвержденных ДОАО «Оргэнергогаз» и используемых в газотранспортных обществах ОАО «Газпром». Методики применены при проведении комплекса работ по экономии топливно-энергетических затрат за счет промывки аппаратов воздушного охлаждения (ABO) газа на КС ООО «Пермтрансгаз» и «Сургутгазпром».

Методика поузлового диагностирования ГПА типа ГТК-10 и разработанный на ее основе программный комплекс апробированы на данных опытно - промышленных испытаний на КС «Палласовка» ООО «Волгоградтранс-газ» и рекомендованы для использования в системе диагностического обслуживания КС.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались, обсуждались и получали положительные отзывы на: ■ шестой научно - технической конференции, посвященной 75 - летаю

Российского государственного университета нефти и газа им. И. М.

Губкина «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 26-27 января 2005 г.);

■ XV международной деловой встрече «Диагностика -2005» (Сочи, 2327 апреля 2005 г.);

» XXIV тематическом семинаре «Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций» (Геленджик, 6-11 сентября 2005 г.);

■ шестой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, 27-30 сентября 2005 г.);

■ XXV юбилейном тематическом семинаре «Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций» (Туапсинский район, с. Не-буг, 18-23 сентября 2006 г.);

■ седьмой научно - технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2930 января 2007 г.);

■ методических семинарах кафедры термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина (май, октябрь 2006 г.). Публикации. Основные результаты диссертации изложены в 8 печатных работах, в том числе 1 из них опубликована в ведущем рецензируемом журнале.

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных выводов и результатов, списка литературы из 79 наименований и 7 приложений. Работа изложена на 145 страницах машинописного текста, содержит 8 рисунков и 41 таблицу.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении показана актуальность выбранной темы диссертационной работы, обосновываются цели и задачи исследования, показана ее научная

новизна и практическая значимость, приведены отраслевые и межотраслевые постановления и программы, на реализацию которых направлена работа.

Первая глава посвящена анализу существующих методов определения технического состояния и технологических параметров газотурбинных ГПА, возможностей и перспектив использования измерителя крутящего момента при решении энерготехнологических задач транспорта газа и использованию метода малых отклонений при построении математической модели ГТУ.

В настоящее время накоплен достаточно большой опыт параметрического диагностирования ГТПА. Существующие методы позволяют определять техническое состояние и технологические параметры работы ГТПА:

1) по параметрам компримируемого в центробежном нагнетателе (ЦБН) газа;

2) по «мощностному параметру» ГТУ;

3) по «тепловому балансу» ГТУ;

4) по измеренному расходу теплоты (расход топлива определяется по индивидуальной расходомерной диафрагме агрегата);

5) по расходу воздуха двигателем (расход определяется по перепаду давлений на конфузоре осевого компрессора (ОК));

6) с использованием приведённых газодинамических характеристик ЦБН;

7) «заводскими» методами - для ГПА авиационных типов по прилагаемой заводом-изготовителем математической модели данного типа ГТУ;

8) по линейному «экспресс-методу» - с использованием в численном виде линеаризованных зависимостей рабочих процессов ГТУ.

В работе проведен анализ основных предложенных к настоящему времени методов с точки зрения точности, принятых допущений, требований к штатным и дополнительным измерениям, охвата эксплуатируемого в ОАО «Газпром» парка ГГПА.

Показано, что все эти методы можно условно объединить в две группы:

1) «абсолютные»: по параметрам компримируемого в ЦБН газа; по тепловому балансу ГТУ;

2) «косвенные»: мощность ГТУ оценивается графически и «накладывается» на какой-либо контролируемый в дальнейшем «базовый» параметр. Кроме того, для определения текущей мощности ГТУ может применяться так называемый «прямой» метод, использующий измеритель крутящего момента (ИКМ). В теоретическом аспекте данный метод весьма прост, достаточно универсален и пригоден для измерения полезной мощности любых типов двигателей: поршневых, электрических, газотурбинных.

Проведенный анализ показал следующие целесообразные направления использования измерителя крутящего момента:

- для точного определения индивидуальной «паспортной» мощности ГПА при его ведомственной приёмке с завода-изготовителя и сдаточных испытаниях;

для точного определения уровня располагаемой мощности и технического состояния агрегата перед выводом в ремонт и после ремонта;

для "калибровки" вновь разрабатываемых косвенных методов определения выходных характеристик ГПА;

для объективного определения мощности, значения которой используются затем в диагностических моделях при расширенном (поузло-вом) диагностировании ГТУ.

В результате проведённого анализа существующих методов определения технического состояния и технологических параметров ГПА показано, что методы, отвечающие требованиям системы диагностического обслуживания (с точки зрения погрешности вычислений), являются достаточно трудоемкими и требуют для своей реализации проведения специальных (не входящих в штатный набор) измерений с использованием первичных приборов повышенного класса точности, не охватывая при этом всей номенклатуры газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. Выходом из сложившейся си-

туации является разработка методики, которая, не требуя большого количества и высокой точности измерений, не уступала бы по точности расчета существующим проанализированным методикам.

Для решения указанной задачи предлагается использовать метод, известный в литературе как метод малых отклонений.

Использование соотношений метода малых отклонений по существу означает линеаризацию исходных уравнений в некоторой окрестности номинального режима. Располагая линеаризованными соотношениями рабочих процессов ГТУ, можно значительно облегчить анализ зависимости между изменениями связанных между собой параметров того или иного рабочего процесса.

Вторая глава посвящена разработке метода расчёта выходных показателей газотурбинных установок с использованием метода линеаризованных уравнений.

Предлагаемый методический подход позволяет:

1) использовать минимальное количество измеряемых параметров из штатного набора;

2) применять константы из технического проекта, формуляра или теплового расчёта на номинальный режим (в оговоренном диапазоне загрузки ГПА от 60*70 до 100%);

3) оперировать в уравнениях из замкнутой сбалансированной системы зависимостями параметров в относительном виде.

Суть метода заключается в использовании коэффициентов взаимного влияния, предварительно получаемых путем решения системы уравнений рабочего процесса ГТУ в линеаризованном виде. Математическим аппаратом линеаризации уравнений и их решения служит метод малых отклонений.

Последовательность разработки методики расчёта выходных топливно-энергетических показателей газотурбинной установки с использованием ме-

тода линеаризованных уравнений включает, независимо от типа ГТУ, следующие основные этапы:

• тепловой расчёт ГТУ на заданный (номинальный) режим;

• формирование системы линеаризованных уравнений и расчёт входных коэффициентов влияния;

• решение системы линеаризованных уравнений - получение зависимостей параметров в виде отклонений с коэффициентами взаимного влияния;

• проверка полученных коэффициентов влияния на соответствие параметрам цикла ГТУ;

• логическое построение алгоритма определения выходных параметров ГТУ в зависимости от закона регулирования, специфических условий и ограничений для конкретного типа ГТУ.

Несмотря на то, что ГГПА различаются конструктивно, параметрами цикла, законами регулирования, алгоритмы расчёта выходных параметров ГТУ с использованием систем линеаризованных уравнений во многом методически единообразны.

Выбор методики теплового расчёта зависит от конструктивных особенностей ГТУ и степени адекватности получаемых результатов. При наличии всего набора необходимых данных по каждому сечению двигателя (данные могут быть предоставлены заводом - изготовителем) тепловой расчет можно не проводить.

Для формирования системы линеаризованных уравнений была предложена градация всего эксплуатируемого в ОАО «Газпром» парка ГПА по группам, отличающихся между собой особенностью регулирования в условиях эксплуатации, конструкцией, а также организацией вычислительного процесса (табл.1).

Таблица 1

Распределение парка ГТУ по группам

Группа Тип ГТУ Закон Базовый Управляющий

регулирования параметр параметр

1 2 3 4 5

Температура на входе в турбину вы-

I ГТ-700-5, ГТК-5, ГТ-750-6, ГТ-6-750, ГТН-6, ГТК-10-4, ГТК-ЮМ, ГТН-16 сокого давлення Т1ТВ д= var или Температура на выходе из турбины низкого давления Тгтнд - var Рж (давление заОК) ^1ТВД или Тгтнд

Частота вращения

ГПА-Ц-16, ГТН-25 ротора низкого давления иТНд = var "твд "тнд

II

ГПУ-10 Частота вращения ротора высокого давления Итвд= var "тнд «твд

III ГТК-10И, ГТК-ЮИР, ГТК-25И, ГТК-25ИР итвд= const, Tzmx= var Р2К Тгтнд

ГПА-Ц-6,3,

ГПА-Ц-8,

IV ГПА-Ц-16С, ГТУ-12П, ГТУ-16П, ГПА-25(ДН-80) итвд= var Р 2К «твд

Сопоставление полученных в работе коэффициентов влияния с данными расчётно-экспериментальной модели нагрузочных характеристик ГТУ типа ГТК-10 ВНИИГАЗа показало их качественное совпадение.

Завершающим этапом разработки является построение вычислительного алгоритма методики для расчёта выходных показателей газотурбинной установки с помощью метода малых отклонений.

На основе математического метода получена формула расчета расхода топливного газа в зависимости от уровня загрузки, окружающих условий и

физических характеристик газа (низшая теплота сгорания), пригодная для любых типов ГТУ и использующая значение фактической мощности, определяемой любым методом:

(7тг —

1 +

80т

т.

1 , "" еф

км Кц

3

<571

I $Г„ +

Звгг

Фа

|Фа +

(8Э- ^

т)

за

СТГ0' (1)

где Стг- расход топливного газа;

' 30 ^ с ^ ЗСттг

ёМ V е У ) [я. У ф К г а )

• коэффициенты взаимного влияния на

расход топливного газа, соответственно, фактической мощности ГТУ, температуры на входе в ОК, атмосферного давления и теплоты сгорания топливного газа;

дМеф - относительное изменение мощности на фактическом режиме; <5Га; <5ра; 3()" - относительное изменение, соответственно, температуры на входе в ОК, атмосферного давления и теплоты сгорания топливного газа;

^-коэффициент технического состояния ГТУ по мощности; Сттг о - расход топливного газа для номинального режима при низшей теплоте сгорания <2"0.

Оценка достоверности получаемых результатов проводилась их сопоставлением для различных типов ГТУ как с результатами расчета по ранее созданным методикам, так и по прилагаемым нагрузочным характеристикам, а также по диспетчерским данным. Так, например, сопоставление результатов определения мощности по предлагаемому методу с наиболее точными известными методами определения мощности показало, что расхождение между полученными данными не превышало 3% (табл. 2).

Таблица 2

Сопоставление результатов определения мощности агрегата ГТК - 10 - 4

Параметр Наименование метода

сравнения по пере- по по пере- по ха- рассматриваемый

паду на мощно- паду на ракте- метод

конфузоре стному конфузоре ристи-

ОК пара- ЦБН кам

метру ЦБН

Эффективная мощность (№>), кВт 7750 7744 7781 7506 7762

Тестирование проводилось также с использованием измерителей крутящего момента импортного и отечественного производства. Результаты сравнительных испытаний с использованием ИКМ отечественного производства в Калачеевском ЛПУ МГ приведены в табл. 3.

Таблица 3

Сопоставление значений мощности агрегатов по ИКМ М-106М и "линейному" методу

Тип ГПА Дата № режима Время Мощность по М-106М, [кВт] Мощность по «линейному му» методу, [кВт] Относ, отклонение мощн. от БИКМ, %

ГТК-10-4 31.10.2002 1 14ш 8010 8158,3 1,85

31.10.2002 2 16* 9030 9100,9 0,785

31.10.2002 3 18й 6925 6973,5 0,70

ГТК-10-4 03.07.2003 1 nü 7310 7249,1 -0,83

03.07.2003 2 IIa4 7200 7271,4 0,99

ГТК-ЮМ 20.01.2004 1 9— 7082 7075,9 -0,09

20.01.2004 2 11ш 7750 7832,8 1,07

20.01.2004 3 12щ 8300 8435,2 1,63

20.01.2004 4 12й 6985 6937,1 -0,69

ГТК-10-4 28.06.2004 1 14—* 15— 5720 5825,9 1,85

28.06.2004 2 15^15® 7050 7155,1 1,49

28.06.2004 3 15^+16— 6450 6443,7 -0,10

Результаты сравнительных испытаний свидетельствуют о пригодности разработанного метода для оперативного определения выходных показателей ГТУ в условиях КС.

Описываемый метод, в отличие от «классических», использует для расчёта всех выходных показателей измерения всего два параметра работы двигателя - базовый и управляющий. Эта особенность рассматриваемого метода предоставляет дополнительные возможности при его использовании на новых и модернизируемых схемах газотурбинных установок.

В частности, обеспечивает возможность создания инструмента для расчёта не измеряемых напрямую параметров, а также контроля изменения выходных параметров ГТУ под влиянием внешних факторов при заданном заранее функциональном показателе (например, получения значения базового параметра р2к и уровня загрузки для заранее заданных значений коэффициента технического состояния ЛГдг и наружных условий).

Попытки решения данной задачи предпринимались и ранее. Однако, в силу ряда причин, в т.ч. трудоемкости их использования, поставленная задача не нашла полноценного решения.

В третьей главе рассмотрены вопросы построения методов поузлового диагностирования газотурбинных установок и методологии их применения на КС МГ.

Применительно к ГТУ агрегата ГТК-10 задача поузлового диагностирования сводится к определению абсолютных (или динамики изменения относительных) значений КПД осевого компрессора, турбин высокого и низкого давления, площадей сечений сопловых аппаратов, степени регенерации -то есть показателей, в наибольшей степени влияющих на мощность и эффективность работы агрегата.

Теоретическая основа расширенного диагностирования базируется на использовании последовательного газодинамического расчета с применением газодинамических функций и на диагностических моделях, в основе кото-

рых лежит метод малых отклонений. В конечном итоге эти два метода, с одной стороны, дополняют друг друга, а с другой стороны, каждый из них является своеобразной проверкой другого метода.

Метод последовательного газодинамического расчета представляет собой последовательность теплового расчёта показателей ГТУ в порядке принятого алгоритма, начиная от определения физических характеристик природного газа, и включает использование выведенных в ходе заводских конструктивных доводок эмпирических зависимостей балансов рабочих тел по сечениям, а также определение необходимых параметров на основе линейных моделей, полученных с использованием метода малых отклонений.

Практическая ценность этого метода заключается в том, что с его помощью по замерам входных параметров, помимо основных выходных показателей ГТУ, таких как мощность (Лу, КПД (%), коэффициент технического состояния по мощности (Кхе), можно получить еще и значения термодинамических параметров по сечениям ГТУ, КПД основных узлов и площадей сечений сопловых аппаратов ТВД и ТНД. Измерения входных параметров для поузлового диагностирования по возможности должны проводиться единовременно, с максимальной точностью, которой можно достичь, используя так называемые образцовые поверенные приборы. Для определения мощности ГТУ при этом можно рекомендовать измеритель крутящего момента.

Одним из определяемых параметров газодинамического расчёта является площадь проходного сечения соплового аппарата ТВД (ТНД):

^ . , (2)

где <7 - расход продуктов сгорания через турбину;

Г/ - температура перед турбиной;

т - комплекс, зависящий от величин показателя адиабаты и газовой постоянной (соответственно для ТВД или ТНД);

Р; - давление на входе в турбину;

д(лСА)~газодинамическая функция;

<Р - скоростной коэффициент соплового аппарата;

ЯСА - приведённая к нормальным условиям скорость потока в сопловом

аппарате.

В диссертационной работе подробно рассмотрен этот метод для его применения к агрегатам типа ГТК - 10 и всем его модификациям, представлены таблицы выходных показателей, полученных в ходе проведения работ по поузловому диагностированию.

Предлагаемый метод поузлового диагностирования, основанный на диагностических моделях (ДМ), позволяет по результатам измерений на установившемся режиме ГТУ некоторого вполне определенного числа параметров определить малые относительные изменения остальных термогазодинамических параметров, в том числе не поддающихся непосредственному измерению в процессе эксплуатации - КПД компрессора и турбины, площадей сечений сопловых аппаратов и других. Такие изменения, характеризующие появление в ГТУ неисправностей, могут быть обнаружены с достаточной точностью для практического применения даже при возникновении одновременно нескольких неисправностей проточной части ГТУ.

Диагностическая модель ГТУ представляет собой таблицы, в которых изменение диагностических параметров состояния проточной части ГТУ представлены в виде системы уравнений термогазодинамического расчета, то есть уравнений, описывающих последовательность всего процесса, происходящего в газовоздушном тракте ГТУ. В последовательность разработки данного вида диагностирования с использованием диагностических моделей входят следующие этапы:

• формирование математической модели привода ГПА в виде системы линейных уравнений;

• решение системы линейных уравнений - получение нескольких вариантов диагностических моделей (матриц) для поузлового диагностирования ГТУ;

• проверка полученных диагностических моделей на адекватность;

• логическое построение алгоритма определения выходных параметров по узлам ГТУ в зависимости от выбранного варианта диагностической модели и закона регулирования, а также специфических условий и ограничений для конкретного типа ГТУ.

Формирование систем для получения диагностических матриц производится с соблюдением определённых правил, а проведение работ по поузло-вому диагностированию проводится по определенной методологии.

Диагностическая система не допускает использование однородных уравнений, а также уравнений приведения, которые, в конечном итоге, приводят к чрезмерно большой диагностической модели. Кроме того, при формировании зависимостей принимается во внимание, что при нормальной эксплуатации, а также при варьировании режима работы ГТУ, техническое состояние основных элементов её проточной части мгновенно не изменяется, что позволяет существенно упростить исходную модель.

В зависимости от способа получения диагностических матриц для оперируемой системы должно соблюдаться либо условие и(ДП) = и(ИП) по способу обращения (ДП - диагностический параметр или признак, ИП - измеряемый параметр), либо от(ДП) + и(ИП) = (т+ п) переменных - для прямого решения (т - число уравнений системы).

Следует отметить, что необходимый набор ИП для получения "годных" диагностических матриц не может быть заранее формализован.

Из всех приведенных этапов особое внимание следует уделить этапу проверки полученных диагностических моделей на адекватность, т.к. использование неадекватных моделей может привести к ошибочному диагнозу. Рас-

сматриваемые диагностические матрицы получены с поочерёдно исключаемыми диагностическими признаками т]ш и ^тнд> т.к. с понижением порядка ДМ за счёт исключения некоторых диагностических признаков (согласно описанных выше правил), их адекватность снижается. Тестирование ДМ производится сопоставлением значений как диагностических параметров, так и параметров газовоздушного тракта с их "точными" значениями, полученными с помощью коэффициентов взаимного влияния ГТУ для различных сочетаний произвольно задаваемых неисправностей. При этом делается предпосылка о том, что каждая из перечисленных неисправностей может возникать независимо, без связи с другой неисправностью данного узла. При появлении расхождения значений какого - либо определяемого ДП и параметров газовоздушного тракта (ГВТ) хотя бы по одному варианту тестирования, данная ДМ бракуется и, в дальнейшем, не рассматривается.

В табл. 4 в качестве примера рассмотрен «визуально» адекватный вариант диагностической модели для относительных отклонений следующих ИП - температур Т2тнд и Т\ твд', частоты вращения итад; степени сжатия ОК 7гк; эффективной мощности Ме; температуры на выходе из ОК Ггк! низшей теплоты сгорания топливного газа <2рН.

Таблица 4

Диагностическая модель ГТУ агрегата ГТК-10-4М с одним из адекватных набором ИП

№ п/п Диагностируемые параметры Относительные отклонения изме эяемых параметров (ИП)

<5^2 тнд ¿Л твд <5«твд джк ёИе дТгк

1. 5 Л к 0,00 0,00 0,00 0,83 0,00 -2,65 0,00

2. 5 Л твд -5,63 5,06 -3,12 0,00 0,00 2,99 -0,01

3. 8Рсатвд 6,11 -6,62 2,71 0,00 0,00 0,05 0,00

4. ^сдтая -1,47 -0,04 -5,53 0,00 1,00 5,30 -0,02

Вариант диагностической матрицы с указанным ниже набором ИП проверялся по результирующим отклонениям параметров в условиях отклонения состояний узлов (КПД компрессора (?]к) на -2,5%, КПД ТВД (т]твд) на -1,5%, FCAmed на 1,5%, FcAmud на-0,5%).

Отклонения термогазодинамических параметров, полученные как отклики на заданные неисправности по таблице коэффициентов взаимного влияния ГТУ ГТК-10 (с трубчатым регенератором), приведены в табл. 5.

Таблица 5

Результирующие отклонения параметров из таблицы коэффициентов взаимного влияния

№ п/п Отклонения параметров 2 изменения параметров

1. 5%к -4,61

2. <5 пвд -2,27

3. SNe -8,51

4. 3 Т2тнд 1,25

5. ST4K -0,50

Соотношение заданных и рассчитанных значений ДП по диагностической модели с наиболее доступным набором ИП для измерения (табл. 4) представлено в табл. 6.

Таблица 6

Соотношение заданных и расчётных значений ДП, %

ДП Заданные Расчетные

8Пк -2,5 -2,5

-1,5 -1,49

ffiслтъд 1,5 1,5

ЗРслТНД -0,5 -0,49

Таким образом проводится проверка по каждому параметру ГТУ. Ее результаты показали, что для любого задаваемого сочетания неисправностей

лишь несколько вариантов ДМ определяют адекватные диагнозы по узлам газовоздушного тракта ГТУ для определенного закона регулирования.

Апробация и внедрение работы по поузловому диагностированию проводились на КС «Палласовка» ООО «Волгоградтрансгаз» для трех агрегатов ГТК-10-4 (станц. №№ 1,5,6) в несколько этапов - проведение базового обследования по определению основных характеристик ГТУ, повторное обследование после наработки 500*800 ч. для получения зависимости изменения характеристик от времени работы (тренда), снятие характеристик ГТУ после чистки ОК для определения её эффективности и др.

Для агрегатов №№ 1 и 5, техническое состояние которых, в целом, удовлетворительно, наблюдалась устойчивая корреляция между параметрами Рсл ТВД, Рсл ТНД И Т2ТНД, Т]гвд,^е (рис. 1).

При изменении режима работы агрегатов соответственно изменялись эффективные площади сопловых аппаратов турбин (для режимов после чистки ОК необходимо принимать во внимание уменьшение эффективных площадей сечений сопловых аппаратов турбин). Для агрегата № 6 эта корреляция нарушалась, особенно по величине Рса тнд• Следовательно, площади сечений сопловых аппаратов ТВД и ТНД могут являться диагностическими признаками достоверности оценки состояния узлов проточной части ГТУ при условии непрерывного наблюдения в процессе эксплуатации.

На агрегате № 6, кроме сниженного общего уровня технического состояния ГТУ, наблюдается снижение КПД ТВД. При этом площадь сечения Рсатщ (рис.2) увеличивается в отличие от снижения РсаТВд при уменьшении мощности на режиме № 2.

По результатам проведенного обследования были даны рекомендации по проведению ремонтов, в первую очередь, на агрегате № 6 с заменой лопаток ТВД. Сделанные выводы в дальнейшем были полностью подтверждены по всем агрегатам при проведении ремонтных работ.

500

460

4201 3700;

3600

3500

3400

12ТНД,

°с 1

1680"

1640

1600

9000

Д?, кВт

7000

5000

режимы работы

Рис. 1. Графические зависимости Ые, Т2тнд, Рса твд, Рса тнд для агрегатов №№ 1,5,6 дискретно по режимам.

800 720

640 0,86

0,82

Т/т, 1

: 1 ----5 | 1 1 1 1 ! 1 N 1

Т| ТВД 1

С ---»5 ч -3 \ \ \ ч \ \ \ \ * : \ ! \ Ч (

Ые, кВт --_,-—--,- \ ! •—\ ч ¡4 ч ^—чистка ОК ч ч

0,82

0,78 9000

7000 5000,

1

4 5

режимы работы

Рис. 2. Графические зависимости Ие, Т1Твд, т)твд > Лтд ДОЯ агрегатов №№ 1, 5, 6 дискретно по режимам.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Предложена классификация существующих методов оценки технического состояния и определения топливно-энергетических показателей работы газотурбинных ГПА по используемым методическим принципам и проведен анализ их применимости для парка ГПА ОАО «Газпром».

2. Разработана математическая модель рабочих процессов ГТУ в линеаризованном виде и, на ее основе, методика оперативного определения выходных топливно-энергетических показателей газотурбинной установки в условиях эксплуатации КС с использованием полученных коэффициентов взаимного влияния.

3. Проведен анализ возможностей и целесообразных направлений использования измерителя крутящего момента при решении энерготехнологических задач транспорта газа.

4. Разработаны комплекс методик поузлового диагностирования стационарных газоперекачивающих агрегатов и методология их применения на КС.

5. Показано, что, кроме определения характеристик основных узлов ГТУ, поузловое диагностирование позволяет контролировать исправность измерительных каналов штатной системы контроля и управления.

6. Полученные диагностические модели позволяют определить малые относительные изменения основных узлов ГТУ, характеризующие появление неисправностей, которые могут быть достоверно обнаружены даже при возникновении одновременно нескольких неисправностей проточной части. Относительная погрешность расчета по основным узлам колеблется в пределах 0,2+5%, что позволяет судить об адекватности разработанных моделей.

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

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

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1. Вертепов А.Г., Лопатин A.C., Юламанов Э.Ф. Методы расчета энерготехнологических характеристик газоперекачивающих агрегатов-Науч.-техн. сб. РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт», № 3, М.: МГТУ, 2004, с. 90-96.

2. Юламанов Э.Ф. Методика измерения расхода воздуха во входном устройстве ГТУ/ Материалы шестой научн.-техн. конф., посвященной 75-летию РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России»-М.: «Интерконтакт Наука», 2005, с. 197.

3. Принципы построения основных методов параметрической диагностики газоперекачивающих агрегатов типа ГТК-10-4/ А.Г.Вертепов, А.С.Лопатин, Т.В.Филиппова, Э.Ф.Юламанов.-Науч.-техн. сб. РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт», № 2, М.: МГГУ, 2005, с. 68-72.

4. Юламанов Э.Ф. Современный подход к параметрическому диагностированию ГПА/ Материалы шестой всероссийской конф. молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности».- М.: РГУ нефти и газа, 2005, с. 38.

5. Вертепов А.Г., Юламанов Э.Ф., Лопатин A.C. Расчет экономической эффективности от промывки аппаратов воздушного охлаждения газа/ Материалы XXIV тематического семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций».-Т.1.-М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006, с. 175-177.

6. Поузловое параметрическое диагностирование агрегатов ГТК-10-4/ А.Г.Вертепов, Э.ФЛОламанов, И.О.Рудаков, В.В.Мордвинцев - Газовая промышленность, 2006, №8, с.52-53.

7. Расчет условного экономического эффекта от промывки аппаратов воздушного охлаждения газа/ Вертепов А.Г., Лопатин A.C., Мартынов А.И., Юламанов Э.Ф.-Научно-экономический сборник «Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности», 2006, №1, с. 3-5.

8. Вертепов А.Г., Лопатин A.C., Юламанов Э.Ф. Метод поузлового диагностирования агрегатов стационарного типа/ Материалы седьмой на-учн.-техн. конф. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России».-М.: «Интерконтакт Наука», 2007, с. 194-195.

Напечатано с готового оригинал-макета

Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N 00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 13.03.2007 г. Формат 60x90 1/16 Усл.печ.л. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ 121. Тел. 939-3890. Тел /Факс 939-3891. 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Юламанов, Эдуард Фанилевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ.

1.1. Анализ существующих методов определения выходных показателей газотурбинного привода.

1.2. Определение мощности газотурбинного привода с помощью измерителя крутящего момента.

1.3. Использование линеаризованных зависимостей рабочих процессов газотурбинного двигателя в численном виде.

ГЛАВА 2. ЛИНЕАРИЗОВАННЫЕ ЗАВИСИМОСТИ В ДИАГНОСТИРОВАНИИ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК.

2.1. Методология построения диагностических моделей с использованием метода малых отклонений.

2.2. Апробация методик на эксплуатационных данных.

2.3. Применение методики для определения энерготехнологических характеристик газотурбинных установок.

ГЛАВА 3. ПОУЗЛОВОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК.

3.1. Особенности стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов как объекта поузлового диагностирования.

3.2. Метод последовательного газодинамического расчета газотурбинных установок.

3.3. Диагностические модели в поузловом диагностировании ГТУ.

3.4. Методология проведения работ по поузловому диагностированию.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "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 2002г. через Украину построена система газопроводов «Голубой поток» через Чёрное море в Турцию; сооружён 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. км; количество установленных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) всех типов - свыше 4 тыс.; суммарная установленная мощность -более 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 19902003 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 ГГПА; разработать математическую модель рабочих процессов ГТУ в линейном виде; разработать методики оперативного определения выходных энергетических показателей газотурбинной установки в условиях эксплуатации КС с использованием линеаризованных зависимостей; проанализировать возможности и перспективы использования измерителя крутящего момента на КС МГ; разработать комплекс методик поузлового диагностирования стационарных ГГПА; апробировать 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 агрегатов; разработан "косвенный" метод определения мощности и коэффициента технического состояния для любого типа газотурбинных установок, основанный на штатном объеме измеряемых параметров; получена формула расхода топливного газа в зависимости от уровня эффективной мощности, окружающих условий и коэффициента технического состояния газотурбинного газоперекачивающего агрегата; разработана методология использования поузлового параметрического диагностирования газотурбинных установок; разработан 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.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Юламанов, Эдуард Фанилевич

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.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Юламанов, Эдуард Фанилевич, Москва

1. Абрамович Г.Н. Прикладная газовая динамика.-М.: Наука, 1976.-888 с.

2. Ашарина O.K., Хворов Г.А. Оценка эффективности энергосбережения в транспорте газа. Газовая промышленность. - 2006. №3, - С. 12-15.

3. Белоброва О.Р. Методы диагностики центробежных нагнетателей компрессорных станций по термодинамическим параметрам на основе нелинейных моделей: Автореф. дис. . канд. тех. наук. М., 1991. - 17с.

4. Белоконь Н.И. Метод технико-экономического сравнения энергоприводов на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Тр. МИНХ, - М.: Недра. 1964. - Вып. 47. - С. 7-19.

5. Белоконь Н.И., Поршаков Б.П. Газотурбинные установки на компрессорных станциях магистральных газопроводов М.: Недра, 1969.-109 с.

6. Бикчентай Р.Н. Разработка методики определения эксплуатационных показателей газотурбинных установок для привода центробежных нагнетателей газа. Труды МИНХ и ГП. Вып. 47, М.: Недра, 1964.-С. 161-171.

7. Бикчентай Р.Н., Лопатин А.С. Термогазодинамические расчеты газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом при различных режимах. М.: Московский Институт нефти и газа им. И.М. Губкина. 1989. -68 с.

8. Ванчин А.Г. Разработка экспресс методов оценки эффективности работы и технического состояния авиаприводных газоперекачивающих агрегатов: Автореф. дис. . канд. тех. наук. - Москва, 2006. - 24 с.

9. Ванчин А.Г. Экспресс-метод оценки располагаемой мощности и коэффициента технического состояния ГТУ. Рыбинск: Газотурбинные технологии. №3, 2005. - С. 30-32.

10. Вертепов А.Г. Экспресс-метод оценки загрузки и технического состояния ГТУ // В сб. «Совершенствование машин и агрегатов газовой промышленности». М.: ВНИИГАЗ, 1994. - С. 44-52.

11. Вертепов А.Г., Васильев Ю.Н. Повышение эффективности использования тепла уходящих газов газотурбинных установок компрессорных станций магистральных газопроводов // Обз. инф., сер. Транспорт и хранение газа. М.: ВНИИЭгазпром, 1980. - Вып.2. - 35 с.

12. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Параметрическое диагностирование проточной части газотурбинных установок и центробежных нагнетателей // Обз. инф., сер. Транспорт и подземное хранение газа. М.: ВНИИЭгазпром, 1989. -Вып.4. - 45 с.

13. Вертепов А.Г. Метод оценки выходных показателей ГТУ в эксплуатационных условиях. Газовая промышленность. - 2001. № 3. - С. 31-33.

14. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. -М.: Недра, 1989. 286 с.

15. Вопросы реконструкции российской газотранспортной системы / Ефанов В.И., Леонтьев Е.В., Щуровский В.А., Стурейко О.П., Синицып Ю.Н. Газотурбинные технологии. - 2005. - №8. - С. 2-5.

16. Временная инструкция по определению эффективной мощности газотурбинных установок ГТ-700-5 (ГТК-5), ГТ-750-6 и ГТК-10 в эксплуатационных условиях на компрессорных станциях магистральных газопроводов. М.: Оргэнергогаз, 1975. - 23 с.

17. Временная инструкция по определению мощности, технического состояния и загрузки агрегатов ГПА-Ц-6,3. М.: Мингазпром, 1988. - 20 с.

18. Газотурбинная установка типа ГТК-10, методика определения эффективной мощности газотурбинной установки типа ГТК-10 в эксплуатационных условиях. М.: Невский завод, 2004. - 33 с.

19. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. Определение эксплуатационных показателей газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях // Научн.-техн. обз. ВНИИЭгазпрома. Сер. Транспорт и хранение газа. 1977. -60 с.

20. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики. -М.: Наука, 1970. 664 с.

21. Динков В.А., Галиуллин З.Т., Подкопаев А.П. Расчёт коэффициентов сжимаемости углеводородных газов и их смесей. Справочное пособие. М.: Недра, 1984.- 118 с.

22. Инструкция по тарировке входных устройств центробежных нагнетателей (компрессоров) на компрессорных станциях. М.: ВНИИГЛЗ, 1977.-16 с.

23. Инструкция по определению мощности и технического состояния газотурбинных установок типа ГТН-10И.-М.: ВНИИГАЗ, 1981. -30 с.

24. Инструкция по определению мощности и технического состояния газотурбинных установок агрегатов ГТН-25И. М.: Союзоргэнергогаз, 1982. -47 с.

25. Инструкция по определению мощности и технического состояния газотурбинных агрегатов. М.: ВНИИГАЗ, 1981. - 24 с.

26. Инструкция по определению показателей и обобщённых характеристик газотурбинных установок для привода нагнетателей М.: ВНИИГАЗ, 1982. -24 с.

27. Инструкция по контролю и учёту технического состояния элементов газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. М.: ВНИИГАЗ, 1977. - 45 с.

28. Козаченко A.M. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Нефть и газ, 1999. - 463 с.

29. Линецкий И.К., Лещенко И.Ч., Вертепов А.Г. Получение и учёт характеристик оборудования при расчётах режимов компрессорных станций магистральных газопроводов // Научный сборник «Проблемы общей энергетики». Киев, 1999. - № 1. - С. 40-47.

30. Лопатин А.С. Разработка методов термогазодинамической диагностики газотурбинных газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях магистральных газопроводов: Дис. . канд. техн. наук. М., 1984. -197 с.

31. Лопатин А.С. Термодинамическое обеспечение энерготехнологических задач трубопроводного транспорта природных газов. М.: Изд. «Нефтяник», 1996. - 82 с.

32. Мельников А.П., Албул В.П., Винниченко Н.В. Оценка газосбережения в электроэнергетике. Газовая промышленность. - 2006. №3, - С. 73-75.

33. Методика определения мощности газотурбинных установок ГТ-700-5, ГТ-750-6 в эксплуатационных условиях на компрессорных станциях ТМ-3740-69. М.: НЗЛ, 1969. - 36 с.

34. Методические материалы для теплотехнических испытаний газотурбинных ГПА. М.: ВНИИГАЗ, 1984, - 68 с.

35. Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчётов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. М., 1999. - 51 с.

36. Методика определения мощности и технического состояния агрегатов ГТ-750-6, ГТК-10, ГТК-ЮМ по измеренным параметрам перекачиваемого газа. М.: ВНИИГАЗ, 2004. - 38 с.

37. Методика определения мощности, коэффициента технического состояния и параметров цикла газотурбинной установки типа ГТК-10-4. М.: Оргэнергогаз, 2005. - 23 с.

38. Методика определения мощности, коэффициента технического состояния и параметров цикла газотурбинной установки тина ГТК-10-4М (с трубчатым регенератором). -М.: Оргэнергогаз, 2005.-23 с.

39. Микаэлян Э.А. Обнаружение на ранней стадии дефектов в работе газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. М.: Нефтегазовые технологии.-№4, 1999.-С. 10-13.

40. Научное обеспечение создания и внедрения на КС новых и модернизированных типов газотурбинных ГПА. М.: ВНИИГАЗ, 2000. - 30 с.

41. Об эффективности использования стационарных систем диагностики ГПА/ Зарицкий С.П., Усошин В.А., Чарный Ю.С., Вертепов А.Г.- М.: ИРЦ Газпром. НТС «Диагностика оборудования и трубопроводов», № 3, 1997, с. 5-19.

42. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. М.: Энергоатомиздат, 1985. - 304 с.

43. Основы энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природного газа. / Поршаков Б.П., Апостолов А.А, Калинин А.Ф., Купцов С.М, Лопатин А.С, Шотиди К.Х. М.: Нефть и газ, 2004. - 180 с.

44. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки: Учебн. для вузов. М.: Недра. 1992.-216 с.

45. Проблемы реконструкции газотранспортных систем / Поршаков Б.П,, Лопатин А.С., Козаченко А.Н., Никишин В.И. Науч.-техн. сб. ИРЦ

46. Газпром, сер. «Диагностика оборудования и трубопроводов». 1996. -№ 4-6. -С. 43-50.

47. Регламент диагностического обслуживания газоперекачивающих агрегатов: Утв. Упртрансгаз ОАО «Газпром» 02.04.2001. М., 2001. - 87 с.

48. Рекомендации по повышению эксплуатационной надёжности и эффективности основного и вспомогательного технологического оборудования компрессорных станций различного типа для магистральных газопроводов и подземных хранилищ газа. -М.: ВНИИГАЗ, 1972.

49. Рис В.Ф. Центробежные компрессорные машины. Л.: Машиностроение, 1981.-351 с.

50. Рябченко А.С. Параметрическая диагностика для оценки со-стояния газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом и определения расхода топливного газа на магистральных газопроводах: Дисс. . канд. техн. наук. -М.: МИНХ и ГП, 1984. 141 с.

51. Седых З.С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: Недра. 1990. - 203 с.

52. Синицын Ю.Н., Щуровский В.А. О расчётно-экспериментальной модели нагрузочных характеристик газотурбинных установок // В сб. «Повышение надёжности и эффективности газотранспортного оборудования». М.: ВНИИГАЗ, 1982. - С. 110-117.

53. Степаненко В.П. Практическая диагностика авиационных газотурбинных двигателей. М.: Транспорт, 1985.-222с.

54. Теплотехнические испытания 10 газотурбинных агрегатов типа ГТК-10-2 H3JT на компрессорных станциях магистральных газопроводов. JL: ЦКТИ им. И.И.Ползунова, 1974.

55. Типовая методика оценочной проверки мощности газотурбинных агрегатов типов ГТ-700-5 и ГТ-750-6 НЗЛ с нагнетателями типов 280 и 370. -М.: ВНИИГАЗ, 1969.-36 с.

56. Формирование единой отраслевой системы диагностического обслуживания (ОСДО) РАО «Газпром» / Ремизов В.В., Седых А.Д., Зарицкий С.П., Лопатин А.С., Броновец М.А. М.: ИРЦ Газпром, НТС «Диагностика оборудования и трубопроводов». - 1996. - №4-6. - С. 7-22.

57. Фрейман К.В. Система диагностического обслуживания газоперекачивающих агрегатов на газопроводах: Автореф. дис. . канд. тех. наук. Москва, 2004. - 24 с.

58. Чекардовский С.М. Разработка термогазодинамических методов контроля и диагностики оборудования системы газоснабжения: Автореф. дис. канд. тех. наук. Тюмень, 2001. - 22 с.

59. Черкез А.Я. Инженерные расчёты газотурбинных двигателей методом малых отклонений. М.: Машиностроение, 1975. - 380 с.

60. Шнеэ Я.И. Газовые турбины. М.: Машгиз, 1960. - 560 с.

61. Щуровский В.А. Определение характеристик ГТУ методом малых отклонений. Газовая промышленность. - 1969. № 11, - с. 20-24.

62. Щуровский В.А., Левыкин А.П. Загрязнение и очистка проточных частей осевых компрессоров газотурбинных установок //Научн. техн. обз. ВНИИЭгазпрома, сер. Транспорт и хранение газа. - М., 1986. - Вып. 11. -28 с.

63. Щуровский В.А. Исследование эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом на компрессорных станциях магистральных газопроводов: Автореф. дис. . канд. тех. наук. М., 1972. - 20 с.

64. Энергосбережение в трубопроводном транспорте газа / Апостолов А.А., Бикчентай Р.Н., Бойко A.M., Дашунин Н.В., Козаченко А.Н., Лопатин А.С., Никишин В.И., Поршаков Б.П. М.: Нефть и газ, 2000. - 175 с.

65. Юкин Г.А. Диагностирование режимов работы газотурбинных установок КС. -М.: Газовая промышленность. -№11,2002. С. 61-62.

66. ISO 5389-1992 (Е). Turbocompressors. Performance test code.