CC BY
284
УДК [622.691.4.052:621.66]::519.233
Методические принципы параметрической диагностики технического состояния газотурбинных газоперекачивающих агрегатов
А.В. Семушкин1, А.О. Подлозный1, Е.А. Черникова1, В.А. Щуровский1*
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]
Ключевые слова: Тезисы. Идентификация и мониторинг технического состояния газоперекачивающих агрегатов (ГПА) газоперекачи- с точки зрения их мощности и энергоэффективности осуществляются в рамках разных эксплуата-
вающий агрегат, ционных процедур (диагностики, технического обслуживания и ремонта, оценки качества и техни-
показатели ческого уровня и др.), что стимулирует разработку единых критериев оценки и показателей тех-
технического нического состояния ГПА, которыми могли бы пользоваться все участники отмеченных процессов.
состояния, В качестве критериев стабильности показателей и характеристик газотурбинных установок (ГТУ)
параметрическая и центробежных газовых компрессоров (ЦБК) используются коэффициенты технического состоя-диагностика. ния (КТС) либо значения фактических номинальных приведенных мощностей и КПД (по существу,
это взаимозаменяемые показатели). Понятия КТС ГТУ и ЦБК впервые были введены в Инструкции по определению эффективности работы и технического состояния газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций магистральных газопроводов (ВНИИГАЗ, 1975 г.).
Современное оснащение средствами автоматизации, а также характер и уровень «деградации» оборудования позволяют с определенной достоверностью осуществлять текущий мониторинг параметрических показателей ГТУ и ЦБК. В статье показано, что задачи технологической параметрической диагностики ГПА возможно решать с использованием разработанной информационно-аналитической технологии параметрической диагностики, представляющей собой комплекс базовых данных, расчетных методик и алгоритмов, унифицированных для применения в разных элементах автоматизированных систем управления. Основные принципы унификации критериев оценки технического состояния ГПА: единство номенклатуры КТС и методик их расчета; применение преимущественно штатно измеряемых параметров; создание банка данных эталонных теплотехнических и газодинамических характеристик типовых ГТУ и ЦБК; оценка технического состояния ГПА без изменения режимов эксплуатации (наряду с результатами эксплуатационных испытаний); гармонизация с существующими информационно-аналитическими системами и нормативно-технической документацией (НТД); использование многолетних результатов предшествующих исследований и разработанной НТД. Унифицированная система параметрических показателей эффективности и технического состояния, методов и расчетных алгоритмов обеспечивает единство и сопоставимость результатов в различных областях сопровождения эксплуатации ГПА (испытания, диагностика, проектные и диспетчерские расчеты и др.).
Компрессорный парк ПАО «Газпром» отличается большим разнообразием типов, размерностей и возрастов газоперекачивающих агрегатов (ГПА), газотурбинных установок (ГТУ), центробежных газовых компрессоров (ЦБК). В эксплуатации находятся более 200 комбинаций различных ЦБК и ГТУ. Системы автоматического управления (САУ) ГПА, САУ компрессорных цехов (КЦ) и системы диагностики также крайне разнообразны с точки зрения типа, поколения и технического уровня.
Диагностике технического состояния ГПА (в том числе его параметрической составляющей) посвящено большое число исследований и публикаций. В последнее время в этот процесс вовлечено значительное количество новых участников. Однако данная тематика продолжает оставаться актуальной в связи с опережающим развитием информационных технологий и построением информационно-управляющих систем для разных бизнес-процессов газовой отрасли [1, 2]. В зарубежной практике также совершенствуются процессы мониторинга и диагностики состояния газотурбинного оборудования как в составе современных распределенных автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) магистральных
газопроводов [3], так и в составе централизованных систем технического обслуживания и ремонта (ТОиР) [4].
Параметрическая диагностика ГПА осложняется тем, что ее функции и расчетные задачи дублируются разными структурными элементами АСУ ТП. Кроме того, проблемой является выбор регламента оценки технического состояния: либо по результатам эксплуатационных испытаний на разных режимах по нагрузке [5], либо на базе мониторинга текущих эксплуатационных режимов [6].
Задачи идентификации и мониторинга технического состояния ГПА по мощности и энергоэффективности решаются в рамках разных эксплуатационных процедур (испытаний, диагностики, контроля с применением САУ и информационно-аналитических систем управления и др.), что стимулирует потребность в разработке единых критериев и показателей технического состояния ГПА, которыми могли бы пользоваться все участники указанных процессов. В качестве критериев стабильности показателей и характеристик ГТУ и ЦБК используются коэффициенты технического состояния (КТС) (понятие введено ВНИИГАЗом [7]) либо значения фактических номинальных приведенных мощностей и коэффициентов полезного действия (КПД), что, по существу, одно и то же. Методическая база обработки результатов измерений параметров для целей контроля технического состояния отработана в ряде нормативных документов1.
Основные принципы унификации критериев оценки технического состояния ГПА и методик их расчета:
• единство номенклатуры и методик расчета КТС;
1 См. в том числе: ГОСТ 20440-75. Установки газотурбинные. Методы испытаний; СТО Газпром 2-3.5-253-2008. Контроль качества оборудования при поставке и эксплуатации. Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Аппараты воздушного охлаждения газа; ПР 51-31323949-43-99. Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов / В.А. Щуровский, Ю.Н. Синицин, В.И. Корнеев и др. - М.: ВНИИГАЗ, 1999. - 51 с.; СТО Газпром 2-1.20-122-2007. Методика проведения энергоаудита компрессорной станции, компрессорных цехов с газотурбинными и электроприводными ГПА; Р Газпром 2-3.5-438-2010. Расчет теплотехнических, газодинамических и экологических параметров газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах.
• применение преимущественно штатно измеряемых параметров;
• создание банка данных эталонных теплотехнических и газодинамических характеристик ГТУ и ЦБК, общих для определенного типа ГТУ (ЦБК);
• оценка технического состояния ГПА без изменения режимов эксплуатации (наряду с результатами эксплуатационных испытаний);
• гармонизация с существующими информационно-аналитическими системами и нормативно-технической документацией (НТД);
• использование многолетних результатов предшествующих исследований и НТД.
Методические подходы к формированию технологии удаленной параметрической диагностики и мониторинга текущих показателей технического состояния ГПА по мощности и энергоэффективности подразумевают следующее:
1) показатели технического состояния ГТУ и ЦБК установлены раздельно;
2) метод контроля технического состояния ГПА заключается в определении текущих технологических показателей на основе штатных измерений в рамках САУ ГПА и сравнении их с эталонными показателями и характеристиками. Мощность определяется по мощности приводимого агрегата (по параметрам перекачиваемого газа), а также по измерителю крутящего момента (при его наличии). Измерение расхода технологического газа в настоящее время может быть обеспечено тарированием входного устройства ЦБК на воздухе или с помощью накладного ультразвукового измерителя расхода (предпочтительно) [8];
3) номинальные параметры ГТУ специфицированы для станционных условий атмосферного воздуха по ГОСТ Р 52200-20042 (температура 288,15 К, давление 101,3 кПа);
4) фактические номинальные параметры ГТУ специфицированы по фактическим значениям параметров ограничения (уставок) режимов в САУ данного ГПА;
5) ограничения режимов ГПА по оборотам (вибрация, температура подшипников, граница помпажа и т.п.) являются факторами технического состояния по мощности и контролируются через «уставку» САУ или диспетчерским ограничением;
2 ГОСТ Р 52200-2004 (ИСО 3977-2-1997). Установки газотурбинные. Нормальные условия и номинальные показатели.
6) номинальные параметры ЦБК специфицированы согласно НТД на поставку, при этом номинал и оптимальное значение могут не совпадать;
7) эталонными энергетическими показателями привода и компрессора принимаются показатели мощности и эффективности, предусмотренные НТД для новой (чистой) машины, и абсолютная безотказность в пределах рабочего времени. Эталонными характеристиками принимаются единые для данного типа ГПА паспортные характеристики в соответствии с техническими условиями (ТУ) и/или техническими спецификациями. Из этого следует, что КТС нового оборудования могут отличаться от единицы в пределах допусков на поставку. Эксплуатационные показатели определяются относительно эталонных. Допущения для создания эталонных характеристик: для ГТУ - режимные характеристики соответствуют линии оптимумов силовой турбины по оборотам; для ЦБК - зависимости приведенных напоров (по-литропного и полного) от объемного расхода достаточны для построения газодинамических характеристик в любой другой форме; «сдвиг» характеристики при ухудшении технического состояния происходит линейно относительно эталонной, т.е. на разных режимах КТС постоянны;
8) дистанционная передача данных о показателях технического состояния ГПА должна быть организована в рамках действующих (проектируемых) систем автоматизации в соответствии с СТО Газпром 097-20113: САУ ГПА, САУ КЦ, АСУ ТП компрессорных станций, системы оперативно-диспетчерского управления и системы поддержки принятия диспетчерских решений;
9) выявление причин «деградации» показателей ГТУ и ЦБК не является задачей и функцией данной технологии (это решается в рамках систем ТОиР).
Процессы деградации технологических показателей и их причины достаточно хорошо изучены и описаны. Такие процессы состоят из двух частей - оперативно восстанавливаемой и невосстанавливаемой (до капремонта); они достаточно инерционны: восстанавливаемая
часть измеряется сотнями, а невосстанавливае-мая - тысячами и десятками тысяч часов. В связи с этим возникла необходимость разработать методический подход к осреднению периодов фиксации. Так, в качестве значений измеренных параметров ГТУ и ЦБК на фактическом режиме могут приниматься разовые результаты измерений или средние значения измеренных параметров за установленный интервал времени. Для мониторинга технического состояния ГПА в течение длительных периодов эксплуатации применяются известные методы статистического анализа и фильтрации входных и выходных значений.
Технология удаленной параметрической диагностики и мониторинга текущих показателей технического состояния ГПА использует в качестве исходных параметров штатные измерения САУ ГПА. В соответствии с СТО Газпром 2-3.5-253-2008 среднеквадратичная относительная погрешность определения показателей ГПА для мощности ГТУ составляет не более ±5 %, для политропного КПД ЦБК - не более ±2 %.
Для расчета КТС ГТУ используют эталонные теплотехнические характеристики ГТУ, а именно набор единых теплотехнических характеристик, принятых для данного типа ГТУ. Эталонные и фактические характеристики ГТУ представлены в приведенной обобщенной форме и сформированы применительно к ГТУ на базе теории турбомашин по кинематической схеме «со свободной силовой турбиной».
КТС ГТУ по мощности Кк определяют по формуле
Кк =
N
е0 П]
N7
(1)
3 СТО Газпром 097-2011. Автоматизация.
Телемеханизация. Автоматизированные системы управления технологическими процессами добычи, транспортировки и подземного хранения газа. Основные положения. См. табл. 7.2.
где N0 - фактическая приведенная мощность ГТУ при значении параметра ограничения, соответствующем номинальной мощности ГТУ по технической документации; N - номинальная мощность.
Определение КТС ГТУ по мощности выполняют с использованием индивидуальных фактических параметров ограничения каждой ГТУ. (Параметром ограничения называется параметр, по которому в САУ ГПА предусмотрены предупредительная и аварийная сигнализация и (или) регулирование.) Мощность ГТУ ограничена одним или несколькими параметрами ограничения. Набор параметров ограничения индивидуален для каждого типа ГТУ,
о р
£ 0
а РФ
Э "Р &
га рзт
" пп
Характеристика: ——— эталонная — — фактическая
Приведенная мощность ГТУ Рис. 1. Эталонная и фактическая теплотехнические характеристики ГТУ
их значения приведены в технической документации (формуляре, паспорте). Как правило, параметрами ограничения служат температура или температуры продуктов сгорания в разных сечениях турбины и/или частоты вращения компрессоров низкого и/или высокого давления в различных комбинациях, возможны и другие ограничения.
Эталонные теплотехнические характеристики ГТУ в общем виде описываются полиномом второй степени (рис. 1):
= Р0(а( N1 )2 + ЬМ1 + с),
где - приведенное значение параметра ограничения по эталонной теплотехнической характеристике при значении приведенной мощности на фактическом режиме; - приведенное значение параметра ограничения, соответствующее номинальной мощности ГТУ по технической документации; а, Ь, с - коэффициенты эталонных теплотехнических характеристик; Ы* - приведенная мощность ГТУ на фактическом режиме.
Фактические теплотехнические характеристики ГТУ:
= К Е^ШЫф )2 + ЬЫ + с),
пр сд О V V епр/ епр )■>
где ^ - приведенное значение параметра ограничения ГТУ на фактическом режиме; Ксд -коэффициент сдвига фактической теплотехнической характеристики.
Приемлемая стабильность относительных теплотехнических характеристик (независимость от технического состояния) подтверждается аналитически (метод малых отклонений) и результатами эксплуатационных испытаний разных типов ГТУ. Эталонные характеристики ГТУ приняты для станционных условий в соответствии с ГОСТ 28775-904 и ГОСТ 20440-75: температура на входе в двигатель 15 °С, барометрическое давление 0,1013 МПа.
КТС ГТУ по расходу топливного газа определяют по формуле
Оф
К — - 110 пр
О,
(2)
где - фактический приведенный расход топливного газа при номинальной мощности газотурбинной установки; 0Г!а - номинальный расход топливного газа.
Для оценки эффективности режима эксплуатации ГПА (ГТУ) при фактических условиях и мониторинга технически возможной производительности магистральных газопроводов применяют коэффициент запаса по мощности ГТУ:
К„„
N
N.
(3)
где Ые - мощность, развиваемая ГТУ на фактическом режиме; Ые - располагаемая мощность.
4 ГОСТ 28775-90. Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия.
При расчете КТС ГТУ важно знать точные значения параметров ограничения ГТУ, которые определяют допустимые режимы работы ГПА, так как, не изменяя технического состояния ГТУ, неточные значения параметров ограничения могут при расчете существенно изменить значения КТС. Даже у новых двигателей одного типа существует разброс значений параметров ограничения (рис. 2): среднеквадратичное отклонение (СКО) приведенной температуры газа перед силовой турбиной (СТ)
равно 16 К, СКО приведенной частоты вращения ротора турбины высокого давления (ТВД) составляет 38 об./мин, что эквивалентно 5-6 % мощности ГТУ. Поэтому в методике для каждой ГТУ используются индивидуальные значения параметров ограничения, которые были определены при испытаниях и указаны в технической документации на ГТУ
Компрессорные станции не производят товарной продукции, так как являются элементом технологии транспортировки газа. В качестве
« 950
н"
О
900
и С
2 850
Й
а
£
& 800
3 750
• • а
А* А
А •
_______ ■
■ -- ■
■
X
5 £
650
11 13 15 17 19 21
Приведенная мощность двигателя, МВт
7000
| 6900
^ 6800 т
н 6700 й
Ц 6600
Л 6500
л С
б
15 17 19 21
Приведенная мощность двигателя, МВт
Двигатели:
♦ №1 ■ №3 • №5 ♦ №7 А №2 ■ №4 А №6 ■ №8
номинальный режим по ТУ — тренд
Рис. 2. Теплотехнические характеристики газотурбинных двигателей НК-16СТ по данным приемо-сдаточных испытаний: зависимость приведенной мощности двигателя от приведенной температуры газа перед СТ (а) и приведенной частоты
вращения ротора ТВД (б)
5
7
9
полезного производственного показателя процесса компримирования газа принята условная политропная работа сжатия, а эффективность процесса оценивается соответствующим КПД.
Практически все ЦБК компрессорного парка ПАО «Газпром» относятся к классу ЦБК с нерегулируемым направляющим аппаратом, т.е. для номинальных входных параметров газа ЦБК имеет единственную газодинамическую характеристику (при наличии регулируемого направляющего аппарата ЦБК обладает дискретным набором таких характеристик). При обоснованном допущении автомодельно-сти по критериям Рейнольдса и Маха режимные характеристики могут быть представлены в виде зависимостей трех базовых критериальных параметров: приведенного объемного расхода, приведенных политропного и полного напоров. Любые другие параметры ЦБК (степень сжатия, мощность, КПД и др.) можно рассчитать на базе трех указанных. При этом расчетные алгоритмы этих зависимостей представляются степенными полиномами 2-й или 3-й степени. По сравнению с методами, которые применяют «оцифровку» графических номограмм, преимущество в данном случае заключается не столько в упрощении расчетов (указанные методики содержат многочленные полиномы), сколько в обеспечении точности эталонных и фактических характеристик.
Многолетний опыт эксплуатации и специальные исследования показывают, что «деградация» характеристик ЦБК заключается в уменьшении КПД и потере напорности (степени сжатия). Основные причины - перетечки газа в различных элементах статора и износ, повреждение или загрязнение лопаточного аппарата.
КТС ЦБК определяют по формуле:
к ЦБК _
"л" '
1и0
(4)
где лф и пэт - соответственно фактический и номинальный политропные КПД центробежного газового компрессора при номинальной производительности и номинальной частоте вращения.
Для оценки эффективности фактического режима работы ГПА (ЦБК) применяют коэффициент режима работы ЦБК ^рЦБК:
К ЦБК _ "Ли
р эт
и0
(5)
где г\П - политропный КПД ЦБК по эталонной характеристике при фактическом объемном расходе на входе в ЦБК, приведенном к номинальной частоте вращения; ^ - номинальное значение политропного КПД ЦБК по эталонной характеристике.
Для определения и ^рЦБК исполь-
зуют эталонные газодинамические характеристики ЦБК, т.е. набор единых газодинамических характеристик, принятых для данного типа ЦБК. В общем виде эталонные газодинамические характеристики ЦБК имеют вид полиномов (рис. 3):
НГщ, = а,^ + а2 - приведенный полный напор по эталонной характеристике, где Q1Hп -объемная производительность, приведенная к начальным условиям; ах, а2 - коэффициенты эталонных газодинамических характеристик ЦБК;
ЯГпр = Ь^ + ^бн, + Ьз - приведенный
политропный напор по эталонной характеристике, где Ь1, Ь2, Ь3 - коэффициенты эталонных газодинамических характеристик ЦБК.
Апробация методики выполнена на примере ГПА, эксплуатируемых в ООО «Газпром трансгаз Югорск». Для расчетов выбраны ГПА двух типов: стационарные (ГТК-10-4 и ГТН-25) и авиационные (ГПА-Ц-16 с приводом от двигателя НК-16-18СТ). По разработанной методике определена динамика изменения КТС ГПА в течение заданного периода времени (6-12 мес.). На рис. 4 представлена динамика изменения средних значений КТС ГТК-10-4. Результаты апробации методики подтвердили ее работоспособность и достаточность для оценки показателей фактического технического состояния ГПА без изменения режима их эксплуатации.
Для унификации КТС и методов расчета режимных характеристик ГТУ и ЦБК в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» разработаны Методика проведения удаленной параметрической диагностики и мониторинга текущих показателей текущего технического состояния газоперекачивающих агрегатов без изменения режима их эксплуатации (2017 г.) и соответствующий ей Технологический регламент на технологию удаленной параметрической диагностики и мониторинга текущих показателей технического состояния парка ГПА ЕСГ ПАО «Газпром».
21н0 21нпр Приведенная объемная производительность
Рис. 3. Эталонные и фактические газодинамические характеристики ЦБК:
Qlщ - номинальная производительность на входе в ЦБК; Н? - приведенный полный напор по фактической характеристике; Н^пр - приведенный политропный напор по фактической характеристике; И" - приведенный полный напор при номинальной производительности и номинальной частоте вращения по эталонной характеристике; И^ - приведенный политропный напор при номинальной производительности и номинальной частоте вращения по эталонной характеристике; Н9 - фактический полный напор при номинальной производительности и номинальной частоте вращения; Н* - фактический политропный напор при номинальной производительности и номинальной частоте вращения
А лр« 1 ;ль
' 11
Ми
0,9
0,8
4 (—< ►
ОООС^^ГЮОООС^^ГЮОООС^^Г 00
8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 Наработка с начала эксплуатации, ч
ог^^гюооог^^гюооог^^г 8888888888888 Наработка с начала эксплуатации, ч
б
Рис. 4. Динамика изменения средних значений КТС ГТК-10-4: а - КТС ГТУ по мощности; б - КТС ЦБК
Технологическая параметрическая диагностика может быть реализована в разных системах автоматизации:
• в составе комплексных автоматизированных систем диагностики (включающих подсистемы вибрационной, трибологической, экологической и другой диагностики);
• в качестве самостоятельной вертикально интегрированной системы;
• в качестве переносных диагностических устройств;
• в составе САУ ГПА, САУ КЦ, информационно-аналитических систем мониторинга энергоэффективности компрессорных цехов, газотранспортной системы, а также других элементов АСУ ТП.
Методы и результаты параметрических технологий оценки и мониторинга технического состояния ГПА применяются в следующих процедурах:
• оперативного диспетчерского управления (в том числе в системах поддержки принятия диспетчерских решений);
• управления техническим состоянием и целостностью площадных объектов;
• технического обслуживания и ремонта ГПА;
• нормирования и мониторинга энергоэффективности компрессорных станций (КС);
• контрольных испытаний (всех видов) ГПА;
• технологического проектирования газотранспортной системы и КС;
• мониторинга технически возможной производительности магистральных газопроводов;
• разработки программ реконструкции газотранспортной системы.
***
Таким образом, современное оснащение САУ ГПА и АСУ ТП КС (КЦ) позволяет с определенной точностью осуществлять текущий мониторинг параметрических показателей ГТУ и ЦБК. Для старых типов ГПА в этом отношении требуется провести определенные мероприятия.
Унифицированная система параметрических показателей эффективности и технического состояния, методов и расчетных алгоритмов обеспечивает единство и сопоставимость результатов в различных областях применения ГПА (испытания, диагностика, проектные и диспетчерские расчеты и др.).
Создание дополнительной вертикально интегрированной физической системы технологической параметрической диагностики ГПА не представляется необходимым, поскольку решать ее задачи возможно на базе информационно-аналитической технологии параметрической диагностики как комплекса базовых данных, расчетных методик и алгоритмов, унифицированных для применения в разных элементах АСУ, и прежде всего в САУ ГПА и САУ КЦ.
Список литературы
1. Никаноров В.В. Вопросы создания систем оперативного диспетчерского управления в современных условиях / В.В. Никаноров, А.С. Видрашку, А.Е. Якимов и др. // Газовая промышленность. - 2012. - № 680: спецвыпуск. - С. 13-17.
2. Гришин Д.В. Оптимизация технического обслуживания и ремонта оборудования подземных хранилищ газа на основе оценки его технического состояния / Д.В. Гришин, П. А. Захаров // Газовая промышленность. -2013. - № 700: спецвыпуск. - С. 102-108.
3. Crow P. Tel vent's scada systems dominate northern hemisphere pipeline scene / P. Crow // Compressor Tech Two. - 2011. - May. - P. 34-35.
4. Tunch G. Building an effective monitoring and diagnostics program / G. Tunch // Compressor Tech Two. - 2016. - March. - P. 42-50.
5. Избаш В.И. Совершенствование методов расчета теплотехнических показателей газотурбинных двигателей при комплексных обследованиях ГПА / В. И. Избаш,
В. Д. Жиленко, С.Г. Родин и др. // Газовая промышленность. - 2011. - Приложение 2011: Диагностика объектов газотранспортной системы. - С. 64-66.
6. Житомирский Б. Л. Оценка располагаемой мощности ГТК-10-4 по результатам анализа архивов САУ ГПА / Б. Л. Житомирский, А.В. Сорокин, А. Е. Лапицкий и др. // Газовая промышленность. - 2016. - № 737: спецвыпуск. - С. 92-95.
7. Васильев Ю.Н. Инструкция по определению эффективности работы и технического состояния газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций магистральных газопроводов / Ю.Н. Васильев, В.А. Щуровский, И.А. Проклов и др. -М.: ВНИИГАЗ, 1975. - 45 с.
8. Канев Д.В. Применение ультразвукового
метода при создании узлов измерения расхода природного газа / Д.В. Канев, В.С. Горбенко, В.Н. Чикало // Газовая промышленность. -2012. - № 680: спецвыпуск. - С. 83-85.
Methodical grounds for parametric diagnostics of turbine gas-compressor units
A.V. Semushkin1, А.О. Podlozny1, YeA. Chernikova1, VA. Shchurovskiy1*
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Est. 15, Proyektiruemyy proezd # 5537, Razvilka village, Leninskiy district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Abstract. Identification and monitoring of gas-compressor units' (GCU) power and energy performance are being fulfilled within the frameworks of different operating procedures (namely: diagnostics, technical maintenance and repair, quality assessment, etc.). It stimulates development of unified criteria and indices for estimation of GCU technical conditions, which could be useful for all participants of the above mentioned procedures. Like stability criteria for indices and performance of gas-turbine plants (GTP) and radial gas compressors (RGC) some technical integrity factors (TIF), or values of factual nominal relative power and performance factor (in general, these are interchangeable figures) are used. First of all, a concept of GTP and RGC TIFs has been introduced in the Manual for determination of performance and technical integrity of GCUs within compressor stations of gas mains (©VNIIGAZ, 1975).
Modern automated means, as well as the character and the level of equipment degradation allows for routine monitoring of GTP and RGC factors with certain validity. This article shows that tasks of engineering parametric diagnostics of GCUs could be fulfilled using a new Technology of Informational and Analytical Parametric Diagnostics, which is a complex of basic data, calculation procedures and algorithms being unified for application in different elements of automated control systems. Main principals for unification of the GCU technical integrity assessment criteria are the following: unanimity of TIFs' nomenclature and calculation procedures; primary application of standard measured parameters; creation of a data bank for reference heat-engineering and gas-dynamic characteristics of typical GTPs and RGCs; estimation of GCU technical conditions without changing operation modes (together with results of industrial tests); harmonization with state-of-art informational and analytical systems and regulatory documents (RDs); usage of long-period results of preceding studies and previously developed RDs. Such a unified system of parametric factors and TIFs, methods and computation algorithms will provide unanimity and comparability of results in different spheres of GCU operation maintenance (namely: tests, diagnostics, design and dispatching calculations, etc.).
Keywords: gas-compressor unit, indices of integrity, parametric diagnostics. References
1. NIKANOROV, V.V., A.S. VIDRASHKU, A.Ye. YAKIMOV et al. On creating real-time dispatching systems in modern conditions [Voprosy sozdaniya system operativnogo dispetcherskogo upravleniya v sovremennykh usloviyakh]. Gazovayapromyshlennost'. 2012, no. 680: spec. iss., pp. 13-17. ISSN 0016-5581. (Russ.).
2. GRISHIN, D.V. and P.A. ZAKHAROV. Optimization of technical maintenance and repair of equipment for underground gas storages on the base of estimation of its integrity [Optimizatsiya tekhnicheskogo obsluzhivaniya i remonta oborudovaniya podzemnykh khranilishch gaza na osnove otsenki yego tekhnicheskogo sostoyaniya]. Gazovaya promyshlennost'. 2013, no. 700: spec. iss., pp. 102-108. ISSN 0016-5581. (Russ.).
3. CROW, P. Telvent's scada systems dominate northern hemisphere pipeline scene. Compressor Tech2. 2011, May, pp. 34-35. ISSN 1085-2468.
4. TUNCH, G. Building an effective monitoring and diagnostics program. Compressor Tech2. 2016, March, pp. 42-50. ISSN 1085-2468.
5. IZBASH, V.I., V.D. ZHILENKO, S.G. RODIN et al. Perfection of methods for calculating heat-engineering indices of gas turbine engines at complex inspection of a gas-compressor unit [Sovershenstvovaniye metodov rascheta teplotekhnicheskikh pokazateley gazoturbinnykh dvigateley pri kompleksnykh obsledovanyakh GPA]. Gazovaya promyshlennost'. 2011, Supplement 2011: Diagnostics of gas-transport system objects [Diagnostika obyektov gazotransportnoy sistemy], pp. 64-66. ISSN 0016-5581. (Russ.).
6. ZHITOMIRSKIY, B.L., A.V. SOROKIN, A.Ye. Lapitskiy et al. Estimation of available power of a GTK-10-4 gas-compressor unit by analyzing the automated control system archives [Otsenka raspolagayemoy moshchnosti GTK-10-4 po rezultatam analiza arkhivov SAU GPA]. Gazovayapromyshlennost'. 2016, no. 737: spec. iss., pp. 92-95. ISSN 0016-5581. (Russ.).
7. VASILYEV, Yu.N., V.A. SHCHUROVSKIY, I.A. PROKLOV et al. Manual on determination of performance and technical integrity of gas-compressor units within compressor stations of gas mains [Instruktsiya po opredeleniyu effektivnosti raboty i tekhnicheskogo sostoyaniya gazoperekachivayushchikh agregatov kompressornykh stantsiy magistralnykh gazoprovodov]. Moscow: VNIIGAZ, 1975. (Russ.).
8. KANEV, D.V., V.S. GORBENKO, V.N. CHIKALO. Application of an ultrasonic method at creation of units for measuring flow rate of natural gas [Primeneniye ultrazvukovogo metoda pri sozdanii uzlov izmereniya raskhoda prirodnogo gaza]. Gazovaya promyshlennost'. 2012, no. 680: spec. iss., pp. 83-85. ISSN 0016-5581. (Russ.).
