автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Научные основы создания системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА ~ .. им. И. М. ГУБКИНА

О Л

а • : 7 " На правах рукописи

УДК 622.691.4.052.12

ЛОПАТИН АЛЕКСЕИ СЕРГЕЕВИЧ

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ СОЗДАНИЯ СИСТЕМЫ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ГАЗОТРАНСПОРТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Специальность 05.15.13. — «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

МОСКВА 1998

Работа выполнена в Государственной академии нефти и газа им. И. М. Губкина

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Галиуллин 3. Т., доктор технических наук, профессор Козобков А. А., доктор технических наук, профессор Лозовский В. Н.

Ведущее предприятие: ИТЦ «Оргтехдиагностика» ДАО «Оргэнергогаз»

Защита диссертации состоится « » ¿^сггг.% 1998 г. в /Я- часов в ауд. 4заседании диссертационного совета Д 053.27.02 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05.15.13. «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» при Государственной академии нефти и газа им. И. М. Губкина по адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ им. И. М. Губкина

Автореферат разослан « » у ?/? 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, доцент

В. В. Орехов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАВОТЫ

Актуальность темы. Начавшийся в конце 80-х годов спад производства в полной мере характерен и для топливно-энергетического комплекса страны, где произошло сокращение добычи (производства) всех видов топлива за исключением природного газа. В тоже время снижение потребления топлис-но-энергетнческих ресурсов в стране не произошло и, более того, существенно выросла и продолжает расти энергоемкость валового национального продукта.

В условиях предусмотренного энергетической программой России существенного увеличения роли природного газа в суммарном производстве энергетических ресурсов, энергосбережение в отрасли и ее наиболее фондо- н энергоемкой подотрасли - трубопроводном транспорте газа, становится одной из важнейших проблем энергетической политики страны.

Достаточно остро стоит и проблема надежности трубопроводного транспорта. Так, средний возраст газопроводов превышает 17 лет, 70 % газопроводов по протяженности имеет возраст от 10 до 30 лет, 20% - более 30 лет и около 3% - более 40 лет. Примерно десятая часть протяженности газопроводов из соображений безопасности работает на пониженных давлениях. Значительная часть газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на компрессорных станциях (КС) страны выработала свой моторесурс, физически и морально устарела. Основные показатели надежности парка газоперекачивающих агрегатов не соответствуют установленным нормативам. Следствием этого явился рост частоты аварийности на газопроводах страны в последние годы.

Все это объективно способствует повышению роли технической диагностики оборудования магистральных газопроводов. В условиях длительной непрерывной работы и интенсивного старения технологического оборудования, при ограниченности возможных инвестиций, применение технической

диагностики становится наиболее кардинальным средством, обеспечивающим надежность и эффективность работы оборудования, позволяет осуществить переход от его регламентного ремонтно-технического обслуживания к принципиально новой энергосберегающей системе технического обслуживания "по состоянию".

Переход к новой системе обслуживания не может быть осуществлен без создания отраслевой системы диагностического обслуживания, позволяющей определять в процессе эксплуатации текущее техническое состояние основного оборудования и вырабатывать решения, направленные на его поддержание на должном уровне. Формирование такой системы предусмотрено в разработанной с участием автора Целевой комплексной программе по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО "Газпром" (до 2000 года), утвержденной 3.02.97 г. Председателем Правления РАО "Газпром" Р.И.Вяхиревым.

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

В своих исследованиях автор опирался на работы Д.Т.Аксенова,

A.В .Александрова, В.Л.Березина, Р.Н.Бикчентая, П.П.Бородавкина, З.Т.Га-лиуллина, С.П.Зарицкого, В.А.Иванова, А.А.Козобкова, А.Ф.Комягина, Б.Л.Кривошеина, А.В.Матвеева, Б.П.Поршакова, В.В.Ремизова, А.Д.Седы-ха, О.А.Степанова, М.Г.Сухарева, В.В.Харионовского, Л.С.Цегельникова,

B.А.Щуровского, Е.И.Яковлева и других авторов, в которых рассмотрены общетеоретические и различные аспекты прикладных вопросов технической диагностики, повышения надежности и экономичности трубопроводного транспорта.

Цель работы. Разработка научно-методической базы создания и внедрения системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов, как основы пе-

рехода к принципиально новой системе эксплуатации к обслуживания КС с уметом реального технического состояния оборудования, и решение комплекса вопросов ее термогазодинамического обеспечения.

Основными задачами исследования являются:

• разработка методологии создания системы диагностического обслуживания. газотранспортного оборудования компрессорных станций;

• разработка системы термодинамического обеспечения энерготехнологических, в том числе диагностических, задач транспорта газа;

• разработка основных положений параметрической (термогазодинамической) диагностики газотранспортного оборудования компрессорных станций;

• разработка термогазодинамической модели газоперекачивающего агрегата с учетом различных видов неисправностей центробежного нагнетателя (ЦБН) и газотурбинной установки (11 У) и построение на ее основе комплекса методов термогазодинамической диагностики ГПА при различных объемах исходной информации;

• разработка методики оптимизации режимов работы компрессорных станций с учетом фактического технического состояния газоперекачивающих агрегатов;

• проведение экспериментальной апробации разработанных методов на компрессорных станциях и их внедрение в газотранспортных предприятиях страны.

Научная новизна диссертационной работы заключается в том, что в ней впервые:

- предложена научно-обоснованная концепция создания отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО "Газпром";

б

- систематизированы основные понятия технической диагностики применительно к газотранспортному оборудованию. Сформулированы особенности газоперекачивающего агрегата, как объекта диагностики. В соответствии с рекомендациями первой международной конференции "Энергодиагностика" проведен анализ возможности и эффективности применения методов технической диагностики при решении технологических задач трубопроводного транспорта;

- сформулированы основные требования к созданию отраслевой системы термодинамического обеспечения энерготехнологических задач трубопроводного транспорта природных газов. Разработана термодинамическая классификация уравнений состояния реальных газов с анализом возможности их применения для технологических расчетов газопроводов. Предложен ряд уравнений для определения термодинамических величин и показателей процессов природных газов. Исследована область применения теории "идеального пара" и предложена система уточненных соотношений для расчета процессов сжатия газа в центробежных нагнетателях, в том числе, с использованием теории термодинамических процессов с переменным показателем политропы;

- разработаны основные положения метода "характеристик" термогазодинамической (параметрической) диагностики применительно к ЦБН, газотурбинным установкам, геплообменным аппаратам и трубопроводам. Предложена термогазодинамическая модель газотурбинного ГПА с учетом влияния различных видов неисправностей ЦБН и ГТУ на их термогазодинамические характеристики. Проведена классификация типовых энерготехнологических задач, решение которых может быть осуществлено на базе предложенной модели.

Практическая ценность и внедрение результатов работы. Практическая значимость результатов работы определяется тем, что рассмотренные задачи ставились и решались исходя из потребности отрасли.

Основные результаты работы использованы при разработке ряда отраслевых методик и инструкций, в том числе:

. • методики определения технического состояния газотурбинных газоперекачивающих агрегатов с газотурбинными установками ГТ-6-750, ГТ-750-6 и ГТК-10 по эксплуатационным данным;

• регламента измерений, необходимых для технической диагностики газоперекачивающих агрегатов, технологических обвязок и общестанционного оборудования компрессорных станций;

• стандарта производственного объединения "Анализ использования топливно-энергетических ресурсов в ПО "Тюментрансгаз";

• методики нормирования топливно-энергетических затрат на компрессорных станциях магистральных газопроводов по режимным данным;

• целевой комплексной научно-технической программы по созданию автоматизированной системы технической диагностики (АСТД) ГГТА-Ц-16 в рамках АСУ ТП;

• временной инструкции по нормированию расхода природного газа, тепловой и электрической энергии на предприятиях Мингазпрома;

• методики оценки технического состояния и определения неисправностей газоперекачивающих агрегатов Главтюменгазпрома;

• методики термодинамического обеспечения энерготехнологических задач трубопроводного транспорта газа;

• целевой комплексной программы по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО "Газпром" (до 2000 года).

Методика термодинамического обеспечения энерготехнологических задач транспорта газа используется при решении различных отраслевых задач ИТЦ "Оргтехдиагностика" ДАО "Оргэнергогаз" и газотранспортным предприятием (ГТП) "Мострансгаз".

Экономический эффект от разработанного комплекса методов термогазодинамической диагностики ГПА и контроля топливно-энергетических затрат на КС заключается, прежде всего, в сокращении расхода топливного газа, увеличении межремонтного периода работы ГПА, сокращении общего количества ремонтов. Такие методы внедрены в 1981-1995 г.г в ВПО "Тюменгазпром", ГШ "Львовтрансгаз", "Мострансгаз", "Средазтрансгаз", "Сур1уггазпром", "Тюментрансгаз", "Уралтрансгаз".

При составлении планов реконструкции и технического перевооружения ГТП "Мострансгаз", "Сургутгазпром" использованы разработки по определению сроков вывода газотранспортного оборудования в ремонт.

Методика оптимизации режимов работы КС с учетом реального технического состояния ГПА частично реализована в составе разработанного ИТЦ "Оргтехдиагностика" ДАО "Оргэнергогаз" автономного блока программного обеспечения АСУ ТП транспорта газа и проходит опытно-промышленную эксплуатацию в ГТП "Водготрансгаз".

Апробация работы. Основные положения работы докладывались на II Всесоюзной научно-технической конференции "Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа" (Уфа, 1981 г.); Всесоюзной конференции "Новые разработки, опыт эксплуатации систем технической диагностики оборудования КС" (Одесса, 1982 г.); II Зональной научно-технической конференции по комплексной программе Минвуза РСФСР "Нефть и газ Западной Сибири" (Тюмень, 1983 г.); Всесоюзной конференции "Нефть я газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки" (Тюмень, 1985 г.); 111 Всесоюзной конференции "Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа" (Ивано-

Франковск, 1985 г.); научно-практической конференции "Отраслевая наука и перспективы развития нефтегазодобывающей отрасли Тима!ю-Печорского территориально - производственного комплекса" (Ухта, 1985 г.); Всесоюзной научно-технической конференции "Проблемы научно-технического прогресса в трубопроводном транспорте газа Западной Сибири" (Тюмень, 1987 г.); Всесоюзном научном семинаре по проблеме "Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики" (Иркутск, 1987 г.); VIII Всесоюзной научно-технической конференции "Создание компрессорных машин и установок, обеспечивающих интенсивное развитие отраслей топливно-энергетического комплекса" (Сумы, 1989 г.); Всесоюзной конференции "Проблемы развития нефтегазового комплекса страны" (Красный Курган, 1991 г.); XI - XVI международных тематических семинарах "Диагностика оборудования компрессорных станций" (Одесса, 1992-1997 rx); II-VI международных деловых встречах "Диагностика-93", "Диагностика-94", "Диашосгика-95", "Диагностика-96", "Диагностика-97" (Ялта, 1993-1997 г.г.); Всероссийской научно-практической конференции "Новые высокие технологии и проблемы реструктирования и приватизации предприятий" (Екатеринбург, 1995 г.); Первой международной конференции "Энергодиагностика (проблемы теории и практики)" (Москва, 1995 г.); Всероссийской конференции "Фундаментальные проблемы нефтн и газа" (Москва, 1996 г.); Международной конференции "Technology showcase: integrated monitoring, diagnostics'and failure prevention" (Алабама, США, ¡996 г.); Первом международном конгрессе "Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего" (Тюмень, 1996 г.); XIV Российской конференции "Неразрушающий контроль и диагностика" (Москва, 1996 г.); Международной конференции "Condition Monitoring - 97" (Сиань, КНР, 1997 г.); Втором международном конгрессе "Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего. Высокие технологии.

Москва-850" (Москва, 1997 г.); Международном тематическом семинаре "Диагностика оборудования и трубопроводов (Одесса, 1997 г.); Международном научно-техническом семинаре "Современные методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии" (Ришши, Италия, 1997 г.) и на ряде других конференций и семинаров; на заседаниях секции "Автоматизированные системы управления и автоматизация технологических процессов" Научно-технического Совета Мингазпрома СССР (Москва, 1981 г.), секции "Диагностика газопроводов и энергомеханического оборудования" Научно-технического Совета РАО "Газпром" (Москва, 1996 г.; Санкт Петербург, 1997 г.) и в ведущем предприятии ИТЦ "Оргтехдиагностика" ДАО "Орг-энергогаз". Отдельные разделы работы в 1980-1997 г.г. докладывались на заседаниях научно-технических советов ВНИИГаза, Оргэнергогаза, НПО "Тюменгазтехнология", в газотранспортных предприятиях "Львовтрансгаз", "Мострансгаз", "Средазтрансгаз", "Сургуггазпром", "Тюментрансгаз", "Уралтрансгаз", отмечены дипломом НТО нефтяной и газовой промышленности им. академика И.М.Губкина, бронзовой медалью ВДНХ СССР.

Публикации. Опубликовано 105 печатных работ, в том числе, 97 по теме диссертации.

Объем диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов, списка литературы из 161 наименования и приложений. Работа изложена на 314 страницах машинописного текста, содержит 51 рисунок и 18 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность выбранной темы диссертационной работы, обосновываются цели и задачи исследования, показана его научная новизна и практическая значимость, приведен краткий обзор литературы по рассматриваемым вопросам.

В первой главе дан анализ состояния и перспектив развития газотранспортного оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов. Показано, что в условиях интенсивного старения трубопроводных систем возросло число аварийных ситуаций, как по линейной части, так и по оборудованию КС, снизились показатели эффективности и надежности трубопроводного транспорта в целом.

Выходом из создавшейся ситуации является, прежде всего, проведение реконструкции и технического перевооружения газопроводов. В то же время, разработанная в РАО "Газпром" комплексная программа реконструкции объектов транспорта и хранения газа на период до 2015 года является весьма напряженной, требует существенных материальных ресурсов, не охватывая, при этом, значительную часть парка устаревшего газотранспортного оборудования. Недостаток финансирования приводит к тому, что по некоторым позициям программа уже отстает от запланированных сроков своей реализации.

В этих условиях, кардинальным средством повышения надежности и эффективности транспорта газа без вовлечения существенных инвестиций становится внедрение методов и средств технической диагностики. Значение развития диагностирования ГПА неуклонно увеличивается, что предопределено объективными тенденциями развития газовой отрасли, сопровождающимися непрерывным увеличением парка агрегатов, расширением их номенклатуры, усложнением и разнообразием конструкций, различием условий и стратегии эксплуатации при ограниченности трудовых ресурсов и производительных сил.

Рассмотрены цели и задачи технической диагностики. Обобщены и систематизированы основные понятия технической диагностики применительно к 1-азотранспортному оборудованию компрессорных станций. Отмечено, что внедрение методов и средств технической диагностики, переход на эксплуатацию оборудования "по состоянию" позволяет снизить затраты на техниче-

ское обслуживание и ремонт газотранспортного оборудования, увеличить его межремонтный ресурс, сократить топливно-энергетические затраты на транспорт газа (рис. 1). Сформулированы особенности газоперекачивающего агрегата как объекта диагностики.

Рассматривая вопросы диагностирования ГПА в эксплуатационных условиях, следует отметить, что газоперекачивающий агрегат представляет собой сложную техническую систему, в которой происходит целый комплекс процессов различной физической природы. Состояние этой системы в каждый момент времени характеризуется значениями входных, внутренних и выходных параметров, являющихся результатом функционирования ГПА и его взаимодействия с внешней средой. Большое разнообразие систем агрегата, построенных на различных физических принципах, затрудняет или делает невозможным получение универсальных решений и усложняет алгоритм диагностирования.

Проведен анализ существующих методов технической диагностики газоперекачивающих агрегатов. Отмечено, что каждый из них имеет свои преимущества и недостатки, область рационального применения. Наиболее информативными видами технической диагностики при оценке надежности функционирования ГПА являются методы трибо- и вибродиагностики. С точки зрения эффективности функционирования газотранспортной системы, наибольший эффект дают методы термогазодинамической диагностики. Кроме того, только методы термогазодинамической диагностики позволяют осуществить переход к энергосберегающей системе эксплуатации ГПА с учетом его фактического технического состояния.

Отмечено, что и задачи составления планов реконструкции и технического перевооружения магистральных газопроводов могут быть оптимально решены только на основе результатов их диагностирования. В связи с этим, рассмотрены особенности использования методов технической диагностики в

Рис. 1. Характеристики ресурсосберегающей системы эксплуатации газотранспортного оборудования "по состоянию .

условиях реконструкции и технического перевооружения систем трубопроводного транспорта, приведен подход к определению срока службы газотранспортного оборудования.

Переход отрасли на самофинансирование и жесткий дефицит финансовых ресурсов значительно повышают требования к технической и экономической обоснованности проектов реконструкции. В этих условиях главным критерием выбора объектов, подлежащих реконструкции и техническому перевооружению, становится максимальный эффект от их проведения, что ставит во главу угла вопрос первоочередной замены оборудования с худшим техническим состоянием. Такой подход требует проведения паспортизации оборудования и оценки его технического состояния. Диагностика в этой связи должна стать, по существу, технической основой программы реконструкции и технического перевооружения. Все это, в свою очередь, требует жесткой увязки отраслевых программ диагностики и программы . реконструкции • и технического перевооружения объектов транспорта газа. .

Решение вопроса о замене -ГПА на КС должно определяться условием, что эксплуатационные затраты на новый агрегат (3 э.„) будут значительно меньше соответствующих затрат по эксплуатируемому агрегату (3 ,.е.), причем, на такую величину, которая не только полностью перекроет за последующий период эксплуатации расходы на приобретение нового ГПА со вспомогательным оборудованием, его доставку, монтаж и проведение пус-ко-наладочных работ, но и обеспечит определенную прибыль:

(3,С.-33.Н)Л1>К, (1)

где А1 - время эксплуатации агрегатов; К - суммарная стоимость нового ГПА со вспомогательным оборудованием, расходами по его доставке на КС, монтажу и т.д.

Вторая глава посвящена вопросам создания отраслевой системы диагностического обслуживания (ОСДО) газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО "Газпром" с целью перехода на ресурсосберегающую систему эксплуатации с учетом реального технического состояния оборудования ( см. рис. 1). Показано, что предлагаемая система диагностического обслуживания является объективным развитием существовавших ранее в отрасли подходов к организации технического обслуживания газотранспортного оборудования и проведению его диагностирования.

Рассмотрены основные цели и задачи отраслевой системы диагностирования, предложена ее организационная структура. Отмечено, что выбор организационной структуры ОСДО, форм технического обслуживания оборудования и требуемых систем диагностики для каждого конкретного газотранспортного предприятия определяется целым рядом факторов и должен осуществляться на основе оптимизационных расчетов.

Проблема создания отраслевой системы диагностического обслуживания комплексная и может быть оптимально решена только в том случае, если предусмотреть параллельное решение всех определяющих проблему и взаимосвязанных единством цели задач (рис. 2). Решение каждой из них находится на различной стадии. Так, в настоящее время создано 17 из 26 запланированных региональных диагностических центров. В то же время, даже их обеспечение диагностическим оборудованием составляет порядка 30% от требуемого уровня. Требуют дальнейшего совершенствования вопросы методического обеспечения как в части углубления и повышения достоверности диагноза для существующего оборудования, так и в части разработки новых алгоритмов и программ для создаваемого оборудования. Комплексного подхода требует вопрос подготовки кадров по диагностике. Наряду с решением организационных задач (открытие специализации по диагностике в Вузах,' создания отраслевой сети подготовки и переподготовки специалистов) и

Рис. 2, Основные задачи создания и внедрения отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций.

техническим обеспечением учебных процессов, необходимо ускоренными темпами решать задачи подготовки учебников, учебных и методических пособий, справочников, тренажеров и других материалов и программных продуктов для обучения. Остро требуется решение задач, связанных с вопросами сервисного и метрологического обеспечения. Не решена и проблема обеспечения межмашинного обмена диагностической информацией между диагностическими центрами, региональными диагностическими центрами и КС.

Отмечено, что новизна темы исследования определяется тем, что до начала разработки такая проблема не только не была решена, но ранее и не ставилась ни в одной из отраслей промышленности России.

Практическая значимость данной работы определяется тем, что при внедрении отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования достигается максимальный эффект при относительном сокращении затрат на проведение работ и требуемой численности обслуживающего систему персонала.

Анализ развития систем диагностики показывает, что их необходимо развивать по различным направлениям в зависимости от возможностей средств автоматики в части сбора исходной диагностической информации. Основное перспективное направление применительно к ГПА - это создание комплексных автоматизированных систем диагностики (КАСД), интегрированных с автоматизированными системами управления технологическим процессом (АСУ ТП) й организованных на базе экспертных систем реального времени, так как только такие системы могут обеспечить возможность перехода к эксплуатации оборудования с учетом его реального технического состояния. В этом случае существенно сокращаются затраты на производство систем, так как они включаются в состав технических средств АСУ ТП и, в частности, систем управления ГПА КС. При этом используются единые датчики, каналы измерения, технические средства обработки данных, на которые

накладываются дополнительные требования от подсистемы диагностики в части процедуры сбора, первичной обработки (фильтрации), хранения и представления данных.

Будучи интегрированной с АСУ ТП, система диагностики реализуется на трех уровнях - уровень агрегатной автоматики, уровень цеха (КС), уровень газотранспортного предприятия. На уровне агрегата решаются задачи диагностирования в реальном времени и краткосрочного прогнозирования, связанные с распознаванием быстропротекающих процессов развития неисправностей и с получением фактических термогазодинамических характеристик проточных частей газоперекачивающих агрегатов. К цеховому уровню относятся задачи оптимизации загрузки ГПА при заданных параметрах работы компрессорного цеха, например, по критерию минимума топливно-энергетических затрат, получения фактических характеристик компрессорного цеха для решения задачи оптимизации режима работы магистрального газопровода в целом, оптимизации технического обслуживания и сроков вывода оборудования компрессорного цеха в ремонт. К уровню газотранспортного предприятия относятся задачи, связанные с использованием результатов диагностирования и полученных текущих и прогнозных характеристик КЦ (КС) для оптимизации технологического процесса и ремонтно-технического обслуживания газопроводов, охватываемых деятельностью данного предприятия. На общеотраслевом уровне, базирующемся на интерфейсе программно-аппаратных средств ГШ и РАО "ГАЗПРОМ", выходные данные от КАСД используются для решения задач отраслевого характера и, в частности, задач оптимизации технологического процесса газопроводной системы.

При решении задач контроля технического состояния проточных частей ГПА, контроля изменения топливно-энергетических показателей и характеристик ГПА в процессе эксплуатации широкое применение должны найти автономные автоматизированные системы параметрической диагностики. В та-

кой системе используются датчики, каналы измерения от системы агрегатной автоматики, а программное обеспечение по хранению и обработке информации абсолютно автономно. Учитывая локальность охвата, автономные автоматизированные системы диагностики наиболее эффективны при использовании их в составе комплексных полуавтоматизированных систем диагностики, сочетающих периодический сбор диагностических данных с поступлением термогазодинамических или вибрационных данных в реальном времени от ГПА. Полуавтоматизированные системы диагностики обладают относительно меньшими диагностическими возможностями из-за отсутствия автоматизированного сбора информации. В то же время, такие системы в условиях РАО "Газпром" имеют право на использование, так как устаревшие системы автоматики и управления на большинстве действующих газопроводов не приспособлены к созданию на их основе автоматизированных систем диагностики, а замена систем управления на новые с функциями диагностики в большинстве своем не всегда оправдывается с технико-экономической точки зрения. Не отвечая в полной мере требованиям перехода на эксплуатацию оборудования "по состоянию", полуавтоматизированные системы диагностики, обеспечивающие возможность интегрального контроля технического состояния, требуют для этой цели более широкого использования локальных средств диагностирования для повышения глубины и достоверности диагноза.

Как показывает опыт эксплуатации, распространение КАСД не целесообразно и на другие типы энергомеханического и технологического оборудования КС, такие, как пылеуловители, аппараты воздушного охлаждения, технологические трубопроводы и т.д. Отказы, характерные для данного оборудования, относятся к классу так называемых "постепенных отказов", которые могут успешно выявляться периодическим диагностированием на основе ис-

пользования переносных сборщиков данных в составе полуавтоматизированных систем диагностики.

Рассмотрены основные направления разработки и внедрения аппаратных средств диагностики и их классификация. Обоснована необходимость перехода на использование единых международных стандартов: "евромеханика" (набор стандартов на конструктивы), УМЕ или УХ1 (нзбор стандартов на открытые магистрально-модульные системы)

Проведена систематизация задач методического обеспечения диагностирования, включающего в себя универсальное обеспечение функционирования аппаратных средств диагностирования в части сбора, передачи, хранения и первичной обработки информации, и собственно диагностическое обеспечение, ориентированное на выявление дефектов, контроль их развития и прогнозирование сроков потери работоспособности, предельного снижения эффективности функционирования.

Показано, что необходимым условием эффективного функционирования систем диагностирования является метрологическое и сервисное обеспечение программно-аппаратных средств, определяющее объем, характеристики и повторяемость исходной диагностической информации, поступающей на вход систем технической диагностики. Отмечено, что вплоть до настоящего времени номенклатура и характеристики средств измерения, предусматриваемые на объектах диагностирования, например, газоперекачивающих агрегатах, выбираются исходя из потребностей управления технологическими процессами (ГПА, КЦ, КС), что далеко не всегда совпадает с требованиями систем диагностики.

В третьей главе исследованы вопросы термодинамического обеспечения энерготехнологических, в том числе диагностических, задач трубопроводного транспорта природных газов.

Современный уровень энерготехнологических задач транспорта газа

предъявляет повышенные требования к точности исходных термодинамических данных, технологических измерений и самих расчетных методик. Используемая в отрасли система термодинамических расчетов разрабатывалась для условий транспорта газа с содержанием метана около 90% и давлением в трубопроводе до 5,5 МПа, в то время, как, основной объем природного газа в настоящее время транспортируется по газопроводам страны с рабочим давлением 7,5 МПа и имеет содержание метана 95-99 %. Перспективным представляется и дальнейшее увеличение давления газа в трубопроводе до 10-15 МПа, что уже реализовано в мировой практике.

Все это приводит к выводу о целесообразности специального исследования по обоснованию термодинамического обеспечения всей системы термогазодинамических расчетов в энерготехнологичесюгх задачах дальнего транспорта газа. Построение такой системы является одной из важнейших задач методического обеспечения системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций.

При решении термодинамических задач применительно к технологии трубопроводного транспорта газа возможны различные подходы.

В ряде случаев можно использовать уравнения состояния, довольно точно воспроизводящие значения основных термодинамических величин во всей экспериментально исследованной области состояний реального газа. К уравнениям этой группы относятся уравнения В.А.Загорученко, Бенеднкта-Вебба-Рубина, Я.З.Казавчин'ского, Редлиха-Квонга и их модификации - уравнения Пенга-Робинсона, Соаве, Старлинга-Хана и др. К недостаткам этих уравнений относятся их громоздкость, неявность выражения удельного объема через параметры, непосредственно измеряемые на газопроводах - давление и температуру. Вместе с тем, только уравнения этой группы применимы для построения базовых таблиц термодинамических величин и могут быть критерием обоснованности применения любого другого подхода.

Достаточно часто используются уравнения состояния, содержащие эмпирические поправки z (фактор сжимаемости) или До (остаточный объем) к уравнению Клапейрона. Обычно эти поправки даются в приведенной форме во всей экспериментально исследованной области состояния природного газа. Такой подход достаточно удобно использовать при инженерных расчетах, когда не требуется высокая точность вычислений.

Наиболее часто используются сравнительно простые уравнения состояния, разрешимые относительно удельного объема (Бертло, Покровского и др.) и приводящие к приемлемым результатам по сжимаемости и калорическим величинам природных газов в ограниченной области их состояния.

При решении ряда частных задач иногда используется чисто эмпирический подход, когда специально оговаривается недопустимость применения операции дифференцирования для рассматриваемой величины.

Для выбора вида полуэмпирических и эмпирических уравнений целесообразно использовать термодинамическую классификацию уравнений состояния реальных газов, разработанную проф. Н.И. Белоконем. В соответствии с этой классификацией, уравнения состояния разделены на ряд групп в зависимости от термодинамической предпосылки, полагаемой в основание их вывода.

Анализируя термодинамическую классификацию уравнений состояния газов, необходимо отметить, что в качестве предпосылок для построения уравнений состояния в большинстве групп взяты какие-либо следствия из теории идеальных газов ро = f(T), Ср = Ср (Т), Cv = Cv (Т) и т.д.

Анализ различных уравнений состояния реальных газов, исследования области изменения их термодинамических параметров приводят к выводу о возможности расширения состава термодинамических предпосылок с увеличением числа классифицируемых уравнений состояния. Можно ввести ряд новых предпосылок классификации CpDh= idem; CpDh= = ц/(р)/т"; CpDh =

4,(T)/(p-a)n; CVDU = f[T); CVDU = idem; CVDU = (рОУТ"; CVDU = <p(T)/( u-a)n; CVDU = b/(T"(u+a)m); nT = f(T) и nT= idem. Это позволяет, в частности, классифицировать ряд уже известных уравнений состояния реальных газов. Форма уравнений, имеющих предпосылки: CpD] = <р(Т)/(р+а) ; CvDu = u(T); nT = f(T), предложена впервые. Новым является также и использование в качестве предпосылок классификации показателей термодинамических процессов.

Показано, что в качестве приближенных уравнений состояния в энерготехнологических расчетах трубопроводного транспорта газа может быть использовано достаточно большое число уравнений состояния. В то же время, учет повышенных требований, предъявляемых задачами диагностики, привел к обоснованию разработки иной системы соотношений для определения необходимых в расчетах величин.

Каждой отраслевой технологии и, в частности, дальнему транспорту газа соответствует свой комплекс термодинамических задач с устойчивым составом термодинамических величин. В энерготехнологических расчетах трубопроводного транспорта газа используется большой набор термодинамических величин - z, р, Ср, Dh, к, пт, п^ и т.д. Отсутствие данных по ряду величин и, прежде всего, показателей термодинамических процессов приводит к тому, что зачастую в одной и той же модели технологического процесса используются термодинамические величины, рассчитанные по различным уравнениям состояния, что неизбежно увеличивает погрешность расчета. При решении ряда задач удобнее располагать не первичными термодинамическими величинами Ср, Dh, Р. пь и т.д., а их комплексами - CpD),, ро, k/(k-l ), k/(k-iih) и др. Применение указанных комплексов не только упрощает расчеты, но и позволяет в каждом конкретном случае выбрать правильный подход к их осред-

нению в данном термодинамическом процессе, избежать дополнительной ошибки от построения комплекса по осредненным величинам, которая, как показывает анализ, может быть достаточно большой. В связи с этим, в работе предложена система эмпирических соотношений по всем необходимым при построении диагностических моделей термодинамическим величинам и их комплексам.

В теплотехнических расчетах трубопроводного транспорта газа широко применяется модель "идеального пара" - реального газа, показатель изоэн-тальпийного процесса которого равен единице. Эта модель используется при построении приведенных характеристик ЦБН, расчете работы сжатия газа и т.д. Теория "идеального пара" позволяет значительно упростить ряд расчетных соотношений термодинамических процессов и применять соотношения, аналогичные по формально структурному признаку соответствующим выражениям для "идеального газа".

В конечном счете все модели "идеального пара" используют, например, широко применяемое при построении характеристик ЦБН выражение полит-ропного к.п.д.:

_ (к - 1)к*

Л пол--;-. (2)

к-(к*-1)

где к* - показатель внешнеадиабатного процесса (6ц = 0); к - показатель адиабаты (постоянная величина в данной модели).

При использовании соотношения (2) допускается, как правило, два типа ошибок.

Во-первых, при расчете работы сжатия газа в нагнетателе и построении его приведенных газодинамических характеристик принимается к = 1,30. В то же время для природных газов с содержанием метана более 95 %, что характерно для большинства газопроводов страны, показатель адиабаты в об-

ласти, характерной для процессов сжатия газа в ЦБН с выходным давлением 5,5 МПа, изменяется от 1,3 до 1,365; 7,5 МПа - до 1,41; а давлением 12МПа-до 1,61. Это приводит к тому, что ошибка при определении к.п.д. при к = 1,30 даже для газопроводов, рассчитанных на давление 5,5 МПа, может достигать 7% .

Во-вторых, само соотношение (2) является приближенным и в силу этого может давать довольно существенную погрешность в расчетах по сравнению с точным:

Лпол----• (3)

Ошибка, вызванная этим, может достигать 2% для давлений до 5,5 МПа и 3,9, 12% соответственно при повышении давлений до 7, 10, 12 МПа.

Как показал приведенный в работе анализ, расчетные выражения разности энтальпии, политропного к.п.д. процесса сжатия газа в ЦБН и ряда других характеристик для природного газа, как "идеального пара", даже при корректном выборе показателя адиабаты применимы в зависимости от требуемой точности результатов лишь до давления 5,5 МПа.

Для построения системы расчетных термодинамических выражений процесса сжатия газа, прежде всего, для полнонапорных ЦБН, рассчитанных на выходное давление более 7,5 МПа, необходимо применение уравнения политропы с переменным показателем. Приведена соответствующая система соотношений и показано, что соотношения теории "идеального пара" являются ее частным случаем.

Полученная система расчетных соотношений используется при решении ряда энерготехнологических задач транспорта газа, в том числе, в отраслевых инструкциях по нормированию расхода топливного газа и диагностике газотурбинных ГПА, методах термогазодинамической диагностики ГПА.

Четвертая глава посвящена вопросу построения термогазодинамической модели ГПА с учетом различных видов неисправностей ЦБН и ГТУ. Предложена расширенная система термогазодинамических характеристик ЦБН и ГТУ. Показано, что в практику расчетов газопроводов, наряду с приведенными характеристиками, представляется целесообразным вводить такие термогазодинамические модели ГПА, которые бы учитывали возможность "сдвига" термогазодинамических характеристик ЦБН и ГТУ в процессе эксплуатации и позволяли, с учетом этого "сдвига", определять технологические параметры работы ГПА не измеряемые в процессе эксплуатации.

Предложена методика построения и корректировки газодинамических характеристик нагнетателя, группы ЦБН, КЦ и КС в целом с учетом принципа термодинамического соответствия.

Исследовано влияние различных типов неисправностей ЦБН и ГТУ на их термогазодинамические характеристики. Показано, что для воспроизводства всей системы термогазодинамических характеристик как для ЦБН, так и для ГТУ необходимо и достаточно знать величину "сдвига" любых двух независимых характеристик.

Выбрав в качестве независимых коэффициенты К))пол и К , учитывающие "сдвиг" характеристик политропного к.п.д. Т1П0Л и приведенной внутренней относительной мощности (Ы; /р,)прот приведенного объемного

расхода газа (приведенной объемной производительности ЦБН) (Зпр, построена система расчетных соотношений, связывающих основные показатели процесса сжатия газа в ЦБН с соответствующими паспортными величинами при изменении технического состояния нагнетателя. Физический смысл выбранных коэффициентов заключается в их способности при ухудшении технического состояния ЦБН отражать факт резкого увеличения необратимых потерь работы в тепло, то есть резкого повышения энергетических потерь, а следовательно, и увеличения энергозатрат на процесс сжатия. Для ГТУ пред-

лагается использовать коэффициенты, учитывающие снижение эффективной мощности (К^) и увеличение расхода топливного газа (К^,) по сравнению

с паспортными значениями при тех же режимных параметрах работы установки. Снижение этих коэффициентов отражает факт уменьшения эксергети-ческого к.п.д. 1 ТУ.

Количественное определение влияния изменения технического состояния проточной части ЦБН и ГТУ на технологические показатели работы газопровода с учетом выбранных коэффициентов может быть осуществлено в рамках термогазодинамической модели ГПА. В предлагаемой модели ГПА рассматривается как единый объект, состоящий из двух функционально связанных элементов - ЦБН и ГТУ. Для нагнетателей, работающих при одинаковой (близкой) частоте вращения, такая модель является термогазодинамической моделью группы ГПА, компрессорного цеха и КС в целом.

Отсутствие штатных эксплуатационных измерений объемного расхода газа и расхода топливного газа на большинстве эксплуатируемых в настоящее время ГПА вызывает необходимость разработки упрощенной термогазодинамической модели агрегатов. Такая модель предназначена не столько для абсолютного определения основных технологических величин ГПА, как для их сопоставления с паспортными значениями и оценки изменения технического состояния ЦБН и ГТУ с течением времени. Анализ изменения приведенных характеристик ЦБН в процессе эксплуатации, проведенный по данным ВНИИГаза, ДАО "Оргэнергогаз", ГАНГ им. И.М.Губкина, заводов-изготовителей агрегатов и других организаций, показывает, что наиболее стабильной к "сдвигу" является зависимость (М;/р|)пр = ДОпр), а следовательно, и ДЬпр = ДОпр)- Для ГТУ в первом приближении можно считать "не сдвигаемой" в процессе эксплуатации характеристику "приведенный расход тепла -приведенная эффективная мощность". Приняв предпосылку об отсутствии

"сдвига" этих характеристик, можно построить упрощенную термогазодинамическую модель ГПА. Важным достоинством такой модели является то, что в ней основные технологические параметры ГПА - объемный и массовый расходы газа, мощность, расход топливного газа, эффективный к.п.д. ГТУ и т.д. и его техническое состояние однозначно определяются технологическим режимом, заданным значениями температур и давлений газа на входе и выходе нагнетателя, частоты вращения ротора ЦБН, температуры газов перед ТВД, температуры и давления воздуха на входе в осевой компрессор. Анализ влияния различных видов неисправностей ЦБН и ГТУ на их термогазодинамические характеристики позволяет усовершенствовать описанную упрощенную термогазодинамическую модель ГПА и соответствующие ей методы диагностики, введя в них ряд приближенных эмпирических соотношений, повышающих точность определения основных технологических величин:

К^ = а + ЬКЦ"™ , (4)

(5)

Разработана классификация типовых энерготехнологических (в том числе, и диагностических) задач по ГПА и компрессорному цеху, решение которых может быть осуществлено на базе предложенных моделей. Предложенная классификация позволяет, с одной стороны, в зависимости от решаемой задачи определить об?»ем необходимых эксплуатационных измерений, а с другой стороны, определить круг задач, решение которых возможно на базе имеющегося по ГПА (КЦ, КС) объема исходных данных. Основные из рассмотренных задач реализованы в виде алгоритмов и программ расчета на ЭВМ. Ряд из них внедрен в газотранспортных предприятиях страны и использован в отраслевых методиках, инструкциях и программах термогазоди-

намической диагностики ГПА, нормирования топливно-энергетических затрат на компрессорных станциях магистральных газопроводов.

В пятой главе исследован ряд теоретических и прикладных вопросов термогазодинамической (параметрической) диагностики газотранспортного оборудования. Предложены и систематизированы основные показатели термогазодинамической диагностики основного оборудования компрессорных станций и трубопроводов. Введено понятие к.п.д. дроссельного процесса (аналогично к.п.д. процессов сжатия в компрессоре и расширения в турбине). Для процесса с положительным внешним теплообменом, величина к.п.д. может быть определена из соотношения:

(6)

6q Л

Для процесса с отрицательным внешним теплообменом, из соотношения:

(7)

Sq

Условия (6), (7) формально отвечают всем требованиям, предъявляемым к численным значениям к.п.д. Величина к.п.д. изменяется от нуля (полностью необратимый процесс) до единицы (полностью обратимый процесс) как для процессов с положительным внешним теплообменом (камера сгорания, воздушная сторона регенератора, конечный участок газопровода), так и для процессов с отрицательным внешним теплообменом (газовая сторона регенератора, ABO, начальный участок газопровода). Трудности использования других расчетных соотношений связаны с разрывным характером функций в них и невозможностью получить монотонную зависимость к.п.д. от нуля до единицы.

Величина к.п.д. дроссельного процесса может быть использована в качестве информативной диагностической величины.

Разработаны основные положения "метода характеристик" термогазодинамической диагностики применительно к ГПА. Метод характеристик, рассматриваемый в данной работе, заключается в опытном определении "сдвига " фактических термогазодинамических характеристик ГПА (или его элементов) от эталонных (паспортных) характеристик (см. главу 4).

При этом, знание закономерностей протекания рабочих процессов не обязательно, так как, с одной стороны, эталонные характеристики могут быть получены опытным путем, а с другой стороны, взаимосвязь между "сдвигом" характеристик и техническим состоянием также может быть получена экспериментально.

Поэтому, оценку изменения состояния центробежного нагнетателя и ГТУ можно и целесообразно произвести по "сдвигу" различных приведенных термогазодинамических характеристик ЦБН и приведенных характеристик ГТУ.

При этом возможны следующие варианты:

а) "сдвиг" характеристики не выходит за пределы погрешности измерительной аппаратуры. Следовательно, данные характеристики практически не изменяются при ухудшении состояния нагнетателя или ГТУ. Это позволяет по непосредственно измеряемой величине контролировать значения величин, не измеряемых в процессе эксплуатации.

б) "сдвиг" характеристик значительно превосходит пределы погрешности измеряемой аппаратуры. В этом случае, по величине "сдвига" можно судить об изменении состояния нагнетателя и ГТУ и контролировать его по непосредственно измеряемым параметрам.

Обобщенные требования, которые необходимо учитывать при построении систем интегральной термогазодинамическон диагностики сводятся к следующему:

- система приведенных термогазодинамических характеристик ЦБН и ГТУ является однопараметрической (для каждого данного состояния);

- состояние ГПА характеризуется постоянством системы приведенных характеристик на данный момйнт времени, действительном в широком диапазоне режимов;

- приведенные термогазодинамические характеристики могут иметь "сдвиг" в процессе эксплуатации, величину "сдвига" можно учесть введением специального коэффициента технического состояния;

- каждый из коэффициентов технического состояния должен учитывать "сдвиг" одной из приведенных характеристик, причем общее количество коэффициентов, используемых в системе, должно быть достаточным для нахождения величины "сдвига" всех остальных характеристик;

- состояние нагнетателя и ГТУ сравнивается с начальным состоянием для данного межремонтного периода (если такие сведения имеются) или с эталонными (паспортными) характеристиками.

Приведенные требования были положены в основу разработанных методов термогазодинамической диагностики и определения основных технологических показателей работы газотурбинного ГПА при различных объемах исходной информации, реализующих термогазодинамическую модель ГПА, приведенную в четвертой главе.

Разработана методика диагностирования центробежных нагнетателей электроприводных газоперекачивающих агрегатов. Приведены данные об апробации предложенных методов в газотранспортных предприятиях страны. Рассмотрены вопросы диагностики вспомогательного оборудования компрессорных станций.

Переход к системе эксплуатации и обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО "Газпром" "по состоянию", предусмотренный Целевой комплексной программой, предполагает и решение вопроса оптимизации режима работы КС (КЦ) с учетом реального технического состояния ГПА. В условиях заданного оптимального режима работы магистрального газопровода, что является самостоятельной проблемой, данная задача по существу сводится к перераспределению нагрузок между агрегатами и оптимизации включения агрегатов в ту или иную схему работы КС с целью получения минимума энергозатрат при заданном режиме работы станции в целом.

Принципиальным отличием такого подхода от используемого в настоящее время, является оптимизация не по паспортным (постоянным) характеристикам, а по индивидуальным характеристикам агрегатов, полученным по результатам диагностирования. Оптимизация режимов работы ГПА с учетом их технического состояния, во многом, и предопределяет высокую экономическую эффективность применения методов термогазодинамической диагностики.

По существу, задача оптимизации режима работы КС может быть сведена к следующему. На первом этапе, учитывая, что один и тот же объем газа при заданной степени сжатия газа на КС может быть перекачен, как правило, при различных схемах соединения агрегатов на КС, необходимо, используя термогазодинамическую "модель КС (КЦ), определить наиболее оптимальную схему работы КС. На втором этапе, необходимо для выбранной схемы КС, используя термогазодинамическую модель ГПА, определить на основе вариантных расчетов по объемному расходу газа такой режим работы агрегатов, при котором топливно-энергетические затраты на транспортировку газа (для газотурбинных КС - суммарный расход топливного газа, для электроприводных КС - суммарная потребляемая мощность) были бы минимальны.

Алгоритм решения задачи передан в ИТЦ "Оргтехдиагностика" ДАО "Оргэнергогаз" и частично реализован в форме автономного блока программного обеспечения АСУ ТП транспорта газа.

В приложении приведены термодинамическая классификация уравнений состояния реальных газов и документы, подтверждающие внедрение результатов диссертационной работы.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Кардинальным средством повышения надежности и экономичности транспорта газа при ограниченности инвестиций является переход от традиционной на новую ресурсосберегающую систему эксплуатации с учетом фактического технического состояния оборудования. Такой переход не может быть осуществлен без создания отраслевой системы диагностического обслуживания, охватывающей диагностированием основное оборудование, эксплуатируемое в системе магистральных газопроводов РАО "Газпром".

2. Сформулированы основные положения создания отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов.

3. Исследованы вопросы термодинамического обеспечения задач диагностики. С этой целью:

■ выполнена термодинамическая классификация существующих уравнений состояния природных газов и дан анализ возможности их использования в энерготехнологических задачах транспорта газа;

■ предложен ряд эмпирических соотношений для определения термодинамических величин, показателей термодинамических процессов и их комплексов для природных газов, необходимых для решения задач термогазодинамической диагностики;

Ш проведен анализ широко используемой в теории турбомашин модели "идеального пара". Показано, что целый ряд соотношений теории "идеального пара" не может быть использован в решении диагностических задач, так как приводит к существенной погрешности в расчетах;

■ предложен комплекс точных термодинамических соотношений, справедливых для расчета процессов сжатия газа в широкой области его существования.

4. Сформулированы основные положения термогазодинамической диагностики основного оборудования компрессорных станций и трубопроводов.

5. Рассмотрены особенности газоперекачивающего агрегата как объекта диагностики и сформулированы основные положения термогазодинамической диагностики ГПА с использованием метода характеристик.

6. Разработана и апробирована на экспериментальных данных методика построения и корректировки приведенных газодинамических характеристик центробежных нагнетателей и компрессорных цехов с учетом термодинамического соответствия характеристик.

7. Разработана термогазодинамическая модель газотурбинного газоперекачивающего агрегата с учетом влияния различных видов неисправностей центробежного нагнетателя и газотурбинной установки на их термогазодинамические характеристики, получен ряд упрощенных термогазодинамических моделей. Предложен соответствующий комплекс методов термогазодинамической диагностики, апробированный на большинстве типов эксплуатируемых на компрессорных станциях РАО "Газпром" ГПА и внедренный в ряде газотранспортных предприятий.

8. Предложена классификация типовых энерготехнологических задач центробежных нагнетателей и газотурбинных установок (компрессорных цехов), которые могут быть решены на базе предложенной модели и ее модификаций.

9. Рассмотрены особенности применения методов технической диагностики при проведении реконструкции и модернизации газотранспортной системы.

10. Предложен алгоритм оптимизации режимов работы компрессорных цехов с учетом технического состояния газоперекачивающих агрегатов по критерию минимума топливно-энергетических затрат на транспорт газа.

11. Результаты работы внедрены в ВПО "Тюменгазпром", ИТЦ "Оргтехдиагностика" ДАО "Оргэнергогаз", НИПИАСУТрансгазе, газотранспортных предприятиях СНГ "Волготрансгаз", "Львовтрансгаз", "Мострансгаз", "Средазтрансгаз", "Сургутгазпром", "Тюментрансгаз", "Уралтрансгаз" и использованы при разработке ряда отраслевых методик, инструкций и профамм.

Основное содержание диссертации хронологически в период 1982-1997 г.г. опубликовано в следующих работах:

1. Технологическая модель газотурбинного газоперекачивающего агрегата / Матвеев A.B., Лопатин A.C., Рябченко A.C., Коршунов В.М.- Реф. сб. ВНИИЭГазпрома, сер.Транспорт и хранение газа,- 1982.- № 8.- С.5-7.

2. Метод определения состояния и технологических показателей ГПА с применением параметрический диагностики / Поршаков Б.П., Матвеев A.B., Лопатин A.C., Рябченко A.C. - Труды МИНХ и ГП им. И.М. Губкина "Трубопроводный транспорт нефти и газа". 1982. Вып. 166. С. 155 -164.

3. Диагностика газотурбинных ГПА по термогазодинамическим параметрам / Поршаков Б.П., Матвеев A.B., Лопатин A.C., Рябченко A.C.- Реф. сб. ВНИИЭГазпрома, сер. Транспорт и хранение газа.- 1982.- №9.-С. 10-12.

4. Методика определения технического состояния газоперекачивающих агрегатов с газотурбинными установками ГТ-6-750, ГТ-750-6 и ГТК- 10 по

эксплуатационным данным: Утв. Мингазпром СССР 21.05.83 / Поршаков Б.П., Матвеев A.B., Лопатин A.C., Рябченко A.C.- М., 1983.- 54 с.

5. Лопатин A.C. Термогазодинамическая модель газотурбинного газоперекачивающего агрегата // Сб. науч. тр. ВНИИЭГазпрома "Совершенствование экономических исследований в области топливно-энергетических ресурсов в газовой промышленности". 1985. С. 72-77.

6. Расчетные выражения режимных топливно-энергетических характеристик газотурбинных ГПА / Поршаков Б.П., Матвеев A.B., Лопатин A.C., Рябченко A.C. - Труды МИНХ и ГП им..ИМ. Губкина "Трубопроводный транспорт нефти и газа". 1985. Вып. 193. С. 39-34.

7. Лопатин A.C. Система термодинамического обеспечения задач трубопроводного транспорта природных газов // Научн.-техн. конф. мол. уч. и спец. МИНГ им. И.М.Губкина: сб. тр.-Москва, 26-27.02.87,- С. 19-25.- Деп. во ВНИИЭГазпроме 24.11.87, № 990-гз.

8. Методика оценки технического состояния и определения неисправностей газоперекачивающих агрегатов РД015900-103-87: Утв. Главтюменгаз-промом / Яковлев Е.И., Иванов В.А., Поршаков Б.П., Лопатин A.C. и др.- Тюмень, 1987.-85 с.

9. Матвеев A.B., Поршаков Б.П., Лопатин A.C. Режимная управляемость газотурбинной компрессорной станции магистральных газопроводов // Режимная управляемость систем энергетики / Под ред. В.Г.Китушнна.- Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1988. С. 58-63.

10. Некоторые аспекты оценки сроков эксплуатации газоперекачивающих агрегатов на газопроводах / Рябченко A.C., Лопатин A.C., Беликов С.М., Назарьин К.В. - Инф. сб. ВНИИЭ Газпрома, сер. Науч.-технич. достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности.-1991.- Вып.6.- С. 48-53.

11. Матвеев A.B., Рябченко A.C., Лопатин A.C. Прогнозирование энергозатрат трубопроводного транспорта газа // Труды МИНГ им. И.М. Губкина "Повышение эффективности и надежности проектирования, сооружения и эксплуатации газонефтепроводных систем". 1996. Вып. 229. С. 138-143.

12. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. / Б.П. Поршаков, A.C. Лопатин, А.М. Назарьина, A.C. Рябченко.- М.: Недра, 1992.- 207 с.

13. Лопатин A.C., Рябченко A.C., Беликов С.М. Методы нормирования расхода топливного газа на газотурбинных компрессорных станциях // Труды ГАНГ им. И.М. Губкина "Надежность и эффективность сооружения и эксплуатации магистральных газопроводов". 1992. Вып. 233. С. 67-73.

14. Лопатин A.C. Система термодинамического обеспечения задач диагностирования газоперекачивающих агрегатов. - Экспресс-информация ИРЦ Газпром, сер. Транспорт и подземное хранение газа (отечественный и зарубежный опыт).- 1993.- № 9 - 12. С. 71-73.

15. Диагностика при реконструкции газотранспортных систем / Лопатин A.C., Поршаков Б.П., Козаченко А.Н., Никишин В.И.- Газовая промышленность.- 1995,- № 8.-С. 13-15.

16. Лопатин A.C. Выбор термодинамической модели природного газа при решении задач диагностирования магистральных газопроводов // Пятая юб. межд. деловая встреча "Диагностика-95": Сб. докл., т. 1.- М.: ИРЦ Газпром, 1995. С. 251-255!

17. Лопатин A.C. Некоторые аспекты термодинамического обеспечения диагностирования оборудования газопроводов // Первая межд. конф. "Энергодиагностика": сб. тр., Т.2.- М.: ИРЦ Газпром, 1995. С. 283- 288.

18. Лопатин A.C., Дубров С.М., Матвеев A.A. Корректировка энергодиагностических характеристик газотурбинных газоперекачивающих агрегатов

в процессе эксплуатации // Первая межд. конф. "Энергодиагностика": сб. тр., т.2.- М.: ИРЦ Газпром, 1995. С. 372- 375.

19. Методология реконструкции газотранспортных систем с использованием элементов технической диагностики / Козаченко А.Н., Никишин В.И., Лопатин A.C., Поршаков Б.П. // Первая межд. конф. "Знергодиагностика": сб. тр., т.2.-М.: ИРЦ Газпром, 1995. С. 111- 118.

20. Экспресс-метод определения технического состояния центробежного нагнетателя с использованием характеристики показателя политропы / Матвеев A.B., Лопатин A.C., Дубров С.М., Назарьин К.В. // Первая межд. конф. "Энергодиагностика": сб. тр., т.2,-М.: ИРЦ Газпром, 1995. С. 119- 122.

21. Лопатин A.C. Термодинамическое обеспечение энерготехнологических задач трубопроводного транспорта природных газов. М.: Изд. "Нефтяник", 1996,- 82 с.

22. Лопатин A.C. Выбор типа газотурбинного газоперекачивающего агрегата с учетом энергозатрат на транспорт газа / Науч.-техн. сб. ЦОНиК ГАНГ им. И.М.Губкина "Магистральные и промысловые трубопровода: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт",- 1996.- № 1.- М.: Нефтяник.-С. 19-22.

23. Зарицкий С.П., Лопатин A.C. "Энергодиагностика": итоги и перспективы И Газовая промышленность.- 1996,- № 1-2. С. 54.

24. Матвеев A.B., Лопатин A.C., Дубров С.М. Схемы, циклы и технические характеристики газотурбинных установок.- М.: ГАНГ им. И.М.Губкина, 1996,- 51 с.

25. Лопатин A.C. Термодинамика природных газов в энерготехнологических расчетах трубопроводного транспорта // Всеросс. научн. конф. "Фундаментальные проблемы нефти и газа: докл. и выст., т.5,- М.: Изд. "Русские технологии", 1996. С. 128-133.

26. Выбор типа энергопривода при реконструкции магистральных газопроводов / Поршаков Б.П., Лопатин A.C., Козаченко Л.П., Никишин В.И. -Всеросс. научн. конф. "Фундаментальные проблемы нефти и газа: докл. и выст., Т.5.- М.: Изд. "Русские технологии", 1996. С. 78-81.

27. Лопатин A.C. Термодинамические величины и показатели процессов природных газов применительно к условиям газопроводов / Науч.-техн. сб. ЦОНиК ГАНГ им. И.М.Губкина "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт",- 1996,- № 2,-М.: Нефтяник.- С. 4-9.

28. Лопатин A.C. Основные направления энергосберегающей технологии при трубопроводном транспорте газа / Науч.-техн. сб. ИРЦ Газпром, сер. "Диагностика оборудования и трубопроводов".- 1996,- № 4-6,- С. 39-42.

29. Дубров С.М., Лопатин A.C., Матвеев A.A. Использование характеристик газотурбинных ГПА для определения его эксплуатационного технического уровня / Научно-техн. сборник ИРЦ Газпром, сер. "Диагностика оборудования и трубопроводов",- 1996.- № 4-6.- С.111-115.

30. Проблемы реконструкции газотранспортных систем / Поршаков Б.П., Лопатин A.C., Козаченко А.Н., Никишин В.И.- Научно-техн. сборник ИРЦ Газпром, сер. "Диагностика оборудования и трубопроводов",- 1996.- № 4-6.-С. 43-50.

31. Формирование единой отраслевой системы диагностического обслуживания (ОСДО) РАО "ГАЗПРОМ" / Ремизов В.В., Седых А.Д., Зарицкий С.П., Лопатин A.C., Броновец М.А.- Научно-техн. сборник ИРЦ Газпром, сер. "Диагностика оборудования и трубопроводов",- 1996,- № 4-6.- С. 7-22.

32. Лопатин A.C. Теория "идеального пара" и область ее применения / Науч.-техн. сб. ЦОНиК ГАНГ им. И.М.Губкина "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт",-1996,- № 3.- М.: Нефтяник,- С.4-9.

33. Лопатин A.C. Целевая комплексная программа диагностики энергомеханического оборудования - закономерный этап в реализации решений I международной конференции "Энергодиагностика" // XVI межд. темат. сем. "Диагностика оборудования компрессорных станций": докл. и сообщ.- М.: ИРЦ "Газпром", 1996. С. 22-24.

34. Матвеев A.B., Лопатин A.C., Дубров С.М. Основные положения диагностики теплообменных аппаратов по термогазодинамическим параметрам // XVI межд. тем. сем. "Диагностика оборудования компрессорных станций": докл. и сообщ.- М.: ИРЦ "Газпром", 1996. С. 134-141.

35. Система диагностического обслуживания оборудования компрессорных станций / Ремизов В.В., Седых А.Д., Зарицкий С.П., Лопатин A.C., Бро-новец М.А. - XVI межд. тем. сем. "Диагностика оборудования компрессорных станций": докл. и сообщ.- М.: ИРЦ "Газпром", 1996. С. 3-14.

36. Трение, изнашивание трибодиагностика и повышение ресурса работы оборудования / Галицкий Ю. В., Зарицкий С.П., Лопатин A.C., Броновец М.А. - XVI межд. тем. сем. "Диагностика оборудования компрессорных станций": докл. и сообщ-М.: ИРЦ "Газпром", 1996. С. 14-21.

37. Резервы повышения эффективности / Поршаков Б.П., Лопатин A.C., Козаченко А.Н., Никишин В.И.- Рынок нефтегазового оборудования СНГ.-1996.- Спец. вып.- С. 46-47.

38. Создание единой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования РАО "Газпром" / Ремизов В.В., Седых А.Д., Зарицкий С.П., Лопатин A.C.- Науч.-техн. сб. ЦОНиК ГАНГ им. И.М.Губкина "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт".- 1997.- № 1.- М.: Изд. "Нефтяник",- С. 5-10.

39. Лопатин A.C. Апробация целевой комплексной программы диагностики оборудования компрессорных станций // Обсуждение целевой программы диагностики энергомеханического оборудования РАО "Газпром" до

2000 года и состояния дел по внугритрубной дефектоскопии: маг. секции "Диагностика газопроводов и энергомеханического оборудования" НТС РАО "Газпром" 29-31 октября 1996.-М.: ИРЦ Газпром, 1997. С. 14-17.

40. Целевая комплексная программа по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО Газпром (до 2000 г.) (в трех частях) / Ремизов В.В., За-рицкий С.П., Лопатин A.C. и др.- М.: ИРЦ Газпром, 1997.- 148 с.

41. Лопатин A.C. Особенности газоперекачивающего агрегата как объекта диагностики / Науч.-техн. сб. ЦОНиК ГАНГ им. И.М.Губкина "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт".-1997.- № З.-.М.: Нефтяник.- С.61-63.

42. Создание единой отраслевой системы диагностического обслуживания оборудования компрессорных станций РАО "Газпром" / Ремизов В..В., Седых А.Д., Бойко А.М., Зарицкий СЛ., Лопатин A.C.- Седьмая межд. деловая встреча "Диагностика-97": пленарные докл.- М.: ИРЦ Газпром, 1997. С. 3-11.

43. Трибология и повышение ресурса оборудования / Седых А.Д., Бро-новец М.А., Зарицкий С.П., Лопатин A.C.- Седьмая межд. деловая встреча "Диагностика-97": докл. и сообщ.- т. 3. - М.: ИРЦ Газпром, 1997. С. 80-85.

44. Апостолов A.A., Поршаков Б.П., Лопатин A.C. Развитие элементов ресурсосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов // Седьмая межд. деловая встреча "Диагностика-97" : докл. и сообщ.- т. 2. - М.: ИРЦ Газпром, 1997. С. 35-37.

45. Определение рейтинга компрессорных станций / Апостолов A.A., Никишин В.И., Поршаков Б.П., Лопатин A.C.- Науч.-техн. сб. ЦОНиК ГАНГ им. И.М.Губкина "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт".- 1997,- № 2 - М.: Нефтяник.- С. 64-68.

46. Лопатин A.C. О реализации решений секции НТС и работе по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания РАО "Газпром" // О ходе выполнения программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по созданию и внедрению в отрасли средств и систем диагностики магистральных трубопроводов и технологического оборудования компрессорных станций: мат. секции "Диагностика газопроводов и энергомеханического оборудования" НТС РАО "Газпром" 30 июня-2 июля 1997.-С.-Петербург,- М.: ИРЦ Газпром, 1997. С. 26-29.

47. Достижения трибологии - нефтегазовому комплексу / Ремизов В.В., Седых А.Д., Лопатин A.C., Зарицкий С.П., Броновец М.А.- П межд. Конгр. "Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего": докл.- т.1.- М.:ИРЦ Газпром, 1997. С. 33-46.

48. Единая отраслевая система диагностического обслуживания газотранспортного оборудования РАО "ГАЗПРОМ" / Ремизов В.В., Седых А.Д., Лопатин A.C., Зарицкий С.П., Броновец М.А.- II межд. Конгр. "Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего": докл.- т.1.- М.:ИРЦ Газпром, 1997. С. 47-62.

49. Лопатин A.C. Система термодинамических расчетов в задачах диагностики газопроводов // Современные методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии: мат. межд. научн.-техн. сем. 17-28 сентября 1997,- Римини, Италия.- М.:ВИМИ, 1997. С. 24-25.

50. Галицкий Ю.В., Зарицкий С.П., Лопатин A.C. О создании и внедрении в РАО "Газпром" методов, средств и систем диагностики магистральных газопроводов и оборудования компрессорных станций // Современные методы и средства защиты трубопроводных систем от коррозии: мат. межд. научн.-техн. сем. 17-28 сентября 1997,- Римини, Италия.- М.:ВИМИ, 1997. С. 26-27.

51. Сравнительная оценка компрессорных станции с помощью определения их рейтинга/ А.А.Апостолов, В.И.Никишин, А.С.Лопатин, Б.П.Порша-ков.- XVII межд. тем. сем. "Диагностика оборудования и трубопроводов": докл. и сообщ.- М.: ИРЦ "Газпром", 1997. С. 41-47.

52. Лопатин А.С. О координации работ в области диагностики газотранспортного оборудования // XVII межд. тем. сем. "Диагностика оборудования и трубопроводов": докл. и сообщ. - М.: ИРЦ "Газпром", 1997. С. 24-26.

53. Лопатин А.С. Построение и корректировка приведенных характеристик центробежных нагнетателей / Науч.-техн. сб. ЦОНиК ГАНГ им. И.М. Губкина "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт".-1997,- № 4,- М.: Нефтяник.- С. 18-22.

54. Bronovets MA., Zaritski S.P., Lopatin A.S. Basic. Trends of Frictional Interaction and Tribodiagnostics / Proceedings of a Joint Conf. "Technology Showcase: Integrated Monitoring, Diagnostics and Failure Prevention" 22-26 April 1996, Mobile, Alabama, USA. P. 509-519.

55. Bronovets M.A., Zaritski S.P., Lopatin A.S. Friction, Wear, Tribodiagnostics/ Proceedings of an International Conf. on Condition Monitoring 24-26 March 1997, Xi'an, China, Beiging: National Defense Industry Press, 1977. P. 62-68.

Соискатель

/

ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА

им. И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 622.691.4.052.12

ЛОПАТИН АЛЕКСЕЙ СЕРГЕЕВИЧ

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ СОЗДАНИЯ СИСТЕМЫ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ГАЗОТРАНСПОРТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

Специальность 05.15.13. - "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ"

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени доктора технических наук

^-Москва - 1998

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ................................................................................................... 6

ГЛАВА 1. МЕТОДЫ ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ ГАЗОТРАНСПОРТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ................................................................................. 17

1.1. Состояние и перспективы развития энергохозяйства компрессорных станций магистральных газопроводов..... 17

1.2. Значение технической диагностики газотранспортного оборудования.............................................................................. 29

1.3. Основные понятия технической диагностики газотранспортного оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов............................................................ 33

1.4. Особенности газоперекачивающего агрегата как

объекта диагностики.................................................................. 42

1.5. Виды технической диагностики газоперекачивающих агрегатов...................................................................................... 45

1.6. Техническая диагностика при проведении реконструкции и модернизации газотранспортных систем...................... 56

ГЛАВА 2. МЕТОДОЛОГИЯ СОЗДАНИЯ ОТРАСЛЕВОЙ СИСТЕМЫ ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ГАЗОТРАНСПОРТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ РАО "ГАЗПРОМ"........................ 68

2.1. Цели и задачи создания отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования..... 70

2.2. Основные направления развития систем диагностики..............80

2.3. Требования к аппаратным средствам диагностирования... 86

2.4. Методическое обеспечение диагностирования......................................89

2.5. Метрологическое и сервисное обеспечение диагностирования..................................................................................................................................................................................94

2.6. Информационно-техническое обеспечение диагностирования....................................................................................................97

ГЛАВА 3. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ ЗАДАЧ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ.......................................................... 101

3.1. Уравнения состояния реальных газов и их термодинамическая классификация................................................................. 102

3.2. Анализ применимости уравнений состояния различных типов к области, характерной для работы газопроводов........ 111

3.3. Термодинамические величины и показатели процессов природных газов применительно к условиям газопроводов.............................................................................................. 122

3.4. Теория "идеального пара" и область ее применения............ 137

3.5. Система расчетных термодинамических выражений процесса сжатия газа в центробежных нагнетателях............. 147

ГЛАВА 4. ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ГАЗОТУРБИННЫХ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ЭНЕРГОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ ТРАНСПОРТА ГАЗА........................................................ 159

4.1. Термогазодинамические характеристики газотурбинных

газоперекачивающих агрегатов.............................................. 160

4.2. Влияние различных типов неисправностей центробежного нагнетателя и газотурбинной установки на их термогазодинамические характеристики.................................. 173

4.3. Построение и корректировка термогазодинамических характеристик центробежных нагнетателей........................... 184

4.4. Термогазодинамическая модель газоперекачивающего агрегата с учетом различных видов неисправностей центробежного нагнетателя и газотурбинной установки..... 197

4.5. Упрощенные термогазодинамические модели газотурбинного газоперекачивающего агрегата................................ 203

4.6. Классификация типовых энерготехнологических задач компрессорных станций............................................................ 213

ГЛАВА 5. ТЕРМОГАЗОДИНАМИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА ОБОРУДОВАНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ.............................. 219

5.1. Основные показатели термогазодинамической диагностики основного оборудования компрессорных станций

и трубопроводов............................................................................ 220

5.2. Основные положения термогазодинамической диагностики газоперекачивающих агрегатов.......................................... 229

5.3. Методика оценки технического состояния и основных технологических показателей газотурбинных газоперекачивающих агрегатов..................................................................... 234

5.4. Методы термогазодинамической диагностики газотурбинных газоперекачивающих агрегатов при различных объемах исходной информации................................................ 242

5.5. Диагностирование центробежных нагнетателей электро-

приводных газоперекачивающих агрегатов............................ 251

5.6. Техническая диагностика вспомогательного оборудования компрессорных станций..................................................... 253

5.7. Оптимизация режимов работы компрессорных станций с учетом технического состояния газоперекачивающих агрегатов........................................................................................ 260

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ................................................ 270

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ............................................................................ 273

ПРИЛОЖЕНИЯ:........................................................................................... 290

1. Термодинамическая классификация уравнений состояния реальных газов.................................................................................... 291

2. Результаты внедрения диссертационной работы......................... 308

ВВЕДЕНИЕ

Начавшийся в конце 80-х годов спад производства в полной мере характерен и для топливно-энергетического комплекса страны, где произошло сокращение добычи (производства) всех видов топлива за исключением природного газа. В тоже время снижения потребления топливно-энергетических ресурсов в стране не произошло и, более того, существенно выросла и продолжает расти энергоемкость валового национального продукта.

Все это, учитывая непрерывное удорожание добычи и производства топливно-энергетических ресурсов, неизбежно приводит к необходимости рассмотрения вопросов энергосбережения в качестве одной из главных задач энергетической политики страны. Следствием этого явилось принятие специального федерального закона "Об энергосбережении" (№ 28-ФЗ от 3.04.96г.).

По оценке экспертов общий потенциал энергосбережения на планете составляет 1/3 производимой энергии. В нашей стране он оценивается более, чем в 500 млн. т. у. т., в том числе 150-180 млн. т. у. т. в топливно-энергетическом комплексе. При этом, эффект энергосбережения на 10-15% зависит от снижения всех видов прямых потерь топливно-энергетических ресурсов, на 20-25% - от реализуемых за это период структурных изменений в промышленности, и более чем на 50% - от расширения использования эффективных и экологически чистых технологий и оборудования [ 139 ].

Значительные ресурсы энергосбережения имеются в газовой промышленности - наиболее интенсивно развивающейся отрасли топливно - энергетического комплекса страны.

Энергетическая стратегия России предусматривает проведение в ближайшие 10-15 лет структурной политики, основой которой является увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергетических ре-

сурсов. Стоящие задачи по наращиванию объемов добычи и поставок газа и продуктов его переработки потребителям невозможно решить на основе устаревших традиционных подходов. Необходимы новые технологии и технические средства, базирующиеся на последних достижениях фундаментальной и прикладной науки.

Главным содержанием научно-технической политики РАО "Газпром" в связи с этим становится ориентация на интенсивные технологии и оборудование, обеспечивающие высокую экономическую эффективность, ресурсосбережение, надежность и экологическую безопасность объектов.

Наиболее фондо - и энергоемкой подотраслью газовой промышленности является магистральный транспорт газа. Достаточно отметить, что при транспортировке расходуется до 10% транспортируемого газа, что составляет порядка 60 млрд. м3 в год и значительное количество электроэнергии (порядка 14 млрд. кВт ч в год) [ 139 ]. Причем, топливно-энергетические затраты на компрессорных станциях (КС) существенно зависят от технического состояния газотранспортного оборудования.

Достаточно остро стоит и проблема надежности трубопроводного транспорта, так как средний возраст газопроводов превышает 17 лет, 70 % газопроводов по протяженности имеет возраст от 10 до 30 лет, 20% - более 30 лет и около 3% - более 40 лет. Примерно десятая часть протяженности газопроводов из соображений безопасности работает на пониженных давлениях.

Значительная часть газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на компрессорных станциях страны выработала свой моторесурс, физически и морально устарела. Основные показатели надежности парка ГПА не соответствуют установленным нормативам.

Все это привело к тому, что техническая диагностика в последние годы приобретает в отрасли все более важное значение. Косвенным свидетельст-

вом этого является тот факт, что объем научно-технической информации по диагностике возрос в отрасли за последние 3 года в 25 раз [ 30 ].

В условиях длительного непрерывного производства и интенсивного старения технологического оборудования, при ограниченности возможных инвестиций, применение технической диагностики становится наиболее кардинальным средством, обеспечивающим экономичность, эффективность и надежность работы оборудования, позволяет осуществить переход от регламентного ремонтно-технического обслуживания к системе технического обслуживания с учетом фактического технического состояния. Такой подход требует широкомасштабного внедрения различных методов и средств диагностики, развертывания работ по разработке ее аппаратно-программного обеспечения, проведения структурных изменений, определяющих переход от централизованной к распределенной системе диагностического обслуживания, диктует необходимость подготовки квалифицированных кадров в области диагностики, способных обеспечить необходимый уровень обслуживания диагностических систем и оборудования.

Переход к новой системе обслуживания не может быть осуществлен без создания отраслевой системы диагностического обслуживания (ОСДО), позволяющей определять в процессе эксплуатации текущее техническое состояние основного оборудования и вырабатывать решения, направленные на его поддержание на должном уровне. Формирование такой системы предусмотрено в разработанной с участием автора Целевой комплексной программе по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО "Газпром" (до 2000 года), утвержденной 3.02.97 г. Председателем Правления РАО "Газпром" Р.И.Вяхиревым.

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

Общетеоретические и различные аспекты прикладных вопросов технической диагностики, повышения надежности и экономичности трубопроводного транспорта рассмотрены в работах Д.Т.Аксенова, А.В.Александрова, В.Л.Березина, Р.Н.Бикчентая, П.П.Бородавкина, Ю.Н.Васильева, З.Т.Га-лиуллина, С.П.Зарицкого, В.А.Иванова, А.А.Козобкова, А.Ф.Комягина, Б.Л.Кривошеина, А.В.Матвеева, Б.П.Поршакова, В.В.Ремизова, А.Д.Седы-ха, О.А.Степанова, М.Г.Сухарева, В.В.Харионовского, Л.С.Цегельникова, В.А.Щуровского, Е.И.Яковлева и других авторов [ 1, 2, 13, 14, 35-38, 40, 48, 55, 57, 65, 77, 87, 88, 91-93, 98, 101, 102, 108, 109, 118, 130, 134-136, 138, 140 и др.].

Данная диссертационная работа посвящена исследованию методических вопросов и практических рекомендаций по созданию и внедрению системы диагностического обслуживания на компрессорных станциях магистральных газопроводов и некоторым вопросам ее методического обеспечения.

Научная новизна диссертационной работы заключается в том, что в ней впервые:

- предложена научно-обоснованная концепция создания отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО "Газпром";

- систематизированы основные понятия технической диагностики применительно к газотранспортному оборудованию. Сформулированы особенности газоперекачивающего агрегата, как объекта диагностики. В соответствии с рекомендациями первой международной конференции "Энергодиагностика" проведен анализ возможности и эффективности применения методов технической диагностики при решении технологических задач трубопроводного транспорта;

- сформулированы основные требования к созданию отраслевой системы термодинамического обеспечения энерготехнологических задач трубопро-

водного транспорта природных газов. Разработана термодинамическая классификация уравнений состояния реальных газов с анализом возможности их применения для технологических расчетов газопроводов. Предложен ряд уравнений для определения термодинамических величин и показателей процессов природных газов. Исследована область применения теории идеального пара и предложена система уточненных соотношении для расчета процессов сжатия газа в центробежных нагнетателях (ЦБН), в том числе, с использованием теории термодинамических процессов с переменным показателем политропы;

- разработаны основные положения метода "характеристик" термогазодинамической (параметрической) диагностики применительно к ЦБН, газотурбинным установкам (ГТУ), теплообменным аппаратам и трубопроводам. Предложена термогазодинамическая модель газотурбинного ГПА с учетом влияния различных видов неисправностей ЦБН и ГТУ на их термогазодинамические характеристики. Проведена классификация типовых энерготехнологических задач, решение которых может быть осуществлено на базе предложенной модели.

Работа проводилась в соответствии с тематикой научно - исследовательских работ кафедры термодинамики и тепловых двигателей ГАНГ им. И.М.Губкина и АО "РОС", направлениями работы автора как заместителя руководителя - координатора Целевой комплексной программы по созданию отраслевой системы диагностирования газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО "Газпром", ученого секретаря избранного Первой Международной конференцией "Энергодиагностика" постоянно действующего координационного Совета по диагностике, секции "Диагностика газопроводов и энергомеханического оборудования" научно-технического Совета РАО "Газпром", отделения диагностики Академии технологических

наук РФ, отделения диагностики, экологии и информационного обеспечения Международной Академии информатизации и направлена на реализацию:

1. Постановления Правительства Российской Федерации № 371 от 1.06.92.

2. Концепции научно-технической политики РАО "Газпром" до 2015 года.

3. Постановления Правления РАО "Газпром" № 35 от 20.04.95.

4. Решения Первой Международной конференции "Энергодиагностика", утвержденного 11.08.95 Заместителем Председателя Правления РАО "Газпром" Ремизовым В.В.

5. Решения совещания главных инженеров газотранспортных и газодобывающих предприятий РАО "Газпром", утвержденного 31.01.95 Заместителем Председателя Правления РАО "Газпром" Ремизовым В.В..

6. Решений Совета по компрессорным станциям РАО "Газпром" в 19931997 г.г.

7. Решений Международных тематических семинаров "Диагностика оборудования компрессорных станций".

8. Решения № ВВ-316/13-96 секции "Диагностика газопроводов и энергомеханического оборудования" НТС РАО "Газпром", утвержденного Заместителем Председателя Правления РАО "Газпром" В.В.Ремизовым 25.11.96.

Основные результаты работы использованы при разработке ряда отраслевых методик и инструкций, в том числе:

- методики определения технического состояния газотурбинных газоперекачивающих агрегатов с газотурбинными установками ГТ-6-750, ГТ-750-6 и ГТК-10 по эксплуатационным данным;

- регламента измерений, необходимых для технической диагностики газоперекачивающих агрегатов, технологических обвязок и общестанционного оборудования компрессорных станций;

- стандарта производственного объединения "Анализ использования топливно-энергетических ресурсов в ПО "Тюментрансгаз";

- методики нормирования топливно-энергетических затрат на компрессорных станциях магистральных газопроводов по режимным данным;

- целевой комплексной научно-технической программы по созданию автоматизированной системы технической диагностики (АСТД) ГПА-Ц-16 в рамках АСУ ТП;

- временной инструкции по нормированию расхода природного газа, тепловой и электрической энергии на предприятиях Мингазпрома (I и II редакции);

- методики оценки технического состояния и определения неисправностей газоперекачивающих агрегатов Главтюменгазпрома;

- методики термодинамического обеспечения энерготехнологических задач трубопроводного транспорта газа;

- целевой комплексной программы по разработке и внедрению отраслевой сис�