Аналіз режимів функціонування систем трубопровідного транспорту газу з урахуванням технічного стану основного обладнання

Размещено на http://www.allbest.ru/

ІНСТИТУТ ЗАГАЛЬНОЇ ЕНЕРГЕТИКИ

НАЦІОНАЛЬНОЇ АКАДЕМІЇ НАУК УКРАЇНИ

ЛЕЩЕНКО ІРИНА ЧЕСЛАВІВНА

УДК 622.692.4

АНАЛІЗ РЕЖИМІВ ФУНКЦІОНУВАННЯ СИСТЕМ ТРУБОПРОВІДНОГО ТРАНСПОРТУ ГАЗУ З УРАХУВАННЯМ ТЕХНІЧНОГО СТАНУ ОСНОВНОГО ОБЛАДНАННЯ

Спеціальність 05.14.01 - Енергетичні системи та комплекси

Автореферат дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата технічних наук

Київ -2005

Дисертацією є рукопис

Робота виконана в Інституті загальної енергетики НАН України, м. Київ.

Науковий керівник доктор технічних наук, академік НАН України Кулик Михайло Миколайович, Інститут загальної енергетики НАН України, м. Київ, директор.

Офіційні опоненти: доктор технічних наук, старший науковий співробітник Годлевський Віталій Станіславович, Інститут проблем моделювання в енергетиці НАН України, м. Київ, провідний науковий співробітник;

доктор технічних наук, доцент Ільченко Борис Самуїлович, Науково-дослідний та проектно-конструкторський інститут автоматизованих систем управління транспортом газу, філія дочірнього підприємства "Науканафтогаз" НАК "Нафтогаз України", м. Харків, завідувач науково-дослідним центром.

Провідна установа Національний технічний університет України "Київський політехнічний інститут", кафедра атомних електростанцій і інженерної теплофізики, Міністерство освіти і науки України, м. Київ.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. Найбільші у світі транзитні потоки природного газу проходять через Україну, що наклало свій відбиток на розвиток її системи трубопровідного транспорту газу (СТТГ), яка є однією з найскладніших у світі. На даний час особливо гостро стоїть задача закріпити статус України як найбільшої в світі газотранзитної держави, вивести газотранспортну систему країни на рівень технічно надійних, високоекономічних систем. Між тим в Україні широких масштабів набуває процес старіння об'єктів газотранспортної системи, більше половини газопроводів якої експлуатуються з 60-70-х років минулого століття. У зв'язку з цим актуальним є вирішення проблеми оперативного діагностичного обстеження основного обладнання, впровадження сучасних систем автоматичного контролю та управління об'єктами газотранспортної системи. В Україні трубопровідний транспорт досить повно оснащений технічними комплексами оперативно-диспетчерського керування, але не вистачає ефективних програмно-інформаційних засобів для виконання оперативних оцінок технічного стану основного обладнання, проведення аналізу й оптимізації режимів функціонування систем трубопровідного транспорту газу з урахуванням цих оцінок.

Більшість із відомих методів розрахунку режимів роботи СТТГ є наближеними методами пошуку аналітичних рішень. Розробці методів аналітичних рішень рівнянь газової динаміки присвячена велика кількість досліджень, найбільш відомими є роботи Жидкової М.О., Бермана Р.Я., Яковлєва Є.І., Галіулліна З.Т., Темпеля Ф.Г. та інших дослідників. Протягом останніх 10-15 років інтенсивний розвиток отримали чисельні методи аналізу режимів окремих газопроводів і СТТГ у цілому. Цьому напряму досліджень присвятили свої роботи Васильєв О.Ф., Бондарев Е.А., Воєводін А.Ф., Каніболотський М.А., Кулик М.М., Брянських В.Є., Пухов Г.Є., Годлевський В.С., Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р., Ковалко М.П., Саух С.Е., Грудз В.Я., Kralic J., Stiegler P., Vostry Z., Zaworka J.

Системи трубопровідного транспорту газу є досить великими споживачами газу за рахунок витрат на власні потреби, які на компресорних станціях (КС) України за оцінками фахівців складають до 3% від обсягу прокачаного газу. Газотурбінними та газомотокомпресорними газоперекачувальними агрегатами на власні потреби споживається близько 4,9 млрд. м3 газу на рік. Врахування технічного стану основного обладнання СТТГ при рішенні задач вибору схем роботи компресорних цехів за експертними оцінками може забезпечити зменшення загальних обсягів витрат газу на власні потреби до 5%.

В роботах Галіулліна З.Т., Леонтьєва Є.В., Зарицького С.П. наведено постановку задачі технічної діагностики основного устаткування газотранспортної системи (ГТС), проаналізовано основні методи діагностики, запропоновано ряд методик параметричної діагностики газоперекачувального обладнання КС. Різні методи параметричної діагностики запропоновані в роботах Грудза В.Я., Ільченка Б.С., Вертепова А.Г., Крилова Г.В. та інших вчених та спеціалістів газової галузі.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Тематика та розділи цієї роботи входили до складу науково-дослідних робіт, які були виконані в Інституті загальної енергетики Національної Академії наук України за прикладними науково-дослідними темами "Розробка математичних та програмних засобів для управління функціонуванням систем газопостачання" (2000 р., ДР№0198U004976), "Вдосконалення та розробка математичних, інформаційних і програмних засобів для управління функціонуванням газотранспортних систем з урахуванням їх поточного технічного стану" (2003 р., ДР№0204U000022, здобувач - відповідальний виконавець). Здобувач - один з основних виконавців проекту ДНТП 04.09 "Ефективні технології управління для зменшення витрат палива та електроенергії в системах трубопровідного транспорту газу" (2000 р., ДР№ 0201U005051) Державної науково-технічної програми 5.2. "Новітні технології розвитку паливно-енергетичного комплексу". Тематика роботи пов'язана з цільовою комплексною програмою наукових досліджень НАН України "Проблеми ресурсу і безпеки експлуатації конструкцій, споруд та машин", в рамках якої виконано роботу "Розробка методології та програмно-інформаційних засобів діагностики технологічного стану обладнання компресорних станцій магістральних газопроводів з метою підвищення його надійності та подовження ресурсу" (2004 р., ДР№ 0205U000021, здобувач - відповідальний виконавець).

Мета і задачі дослідження. Метою дослідження є створення математичних та програмно-інформаційних засобів для оперативної оцінки в умовах експлуатації технічного стану основного обладнання компресорних станцій та лінійної частини, аналізу режимів систем трубопровідного транспорту газу з урахуванням технічного стану їх основного обладнання, підвищення ефективності функціонування газотранспортних систем за рахунок зменшення витрат газу на власні потреби компресорних станцій.

Об'єкт дослідження - системи трубопровідного транспорту газу. Предмет дослідження - технічний стан основного обладнання систем трубопровідного транспорту газу, режими газотранспортних систем з урахуванням технічного стану основного обладнання.

Методи дослідження. Системи трубопровідного транспорту газу належать до надскладних технічних систем, які включають велику кількість об'єктів, що значно відрізняються за характером функціонування, тому при аналізі їх режимів використовувались системний підхід, методи математичного моделювання, чисельні методи розв'язання рівнянь, а саме, метод неявних кінцевих різниць, модифікований метод Ньютона.

У процесі реалізації мети дослідження було сформульовано й розв'язано такі задачі дослідження:

1. Вибір методів і розроблення алгоритмів розрахунку технічного стану газотурбінних установок.

2. Вибір методів та розроблення алгоритмів розрахунку технічного стану відцентрових нагнітачів та отримання їх фактичних газодинамічних характеристик.

3. Вдосконалення математичної моделі газоперекачувального агрегату (ГПА) для врахування фактичного технічного стану його елементів - газотурбінної установки та відцентрового нагнітача.

4. Вдосконалення системної моделі системи трубопровідного транспорту газу для врахування фактичного технічного стану основного обладнання при аналізі режимів її функціонування.

5. Створення алгоритмів розподілу потоків газу між цехами компресорної станції та вибору схем роботи компресорних цехів, які забезпечують мінімальні витрати газу на власні потреби агрегатів.

Наукова новизна одержаних результатів.

1. Побудована нова логіко-математична модель системи трубопровідного транспорту газу, в яку модель компресорної станції входить одним рівнянням впливу, на відміну від інших моделей, в яких компресорна станція представлена системою рівнянь, причому детальний розрахунок режимів газоперекачувальних агрегатів виконується після того, як процес зійшовся, а не на кожній ітерації, як в інших математичних моделях СТТГ.

2. Удосконалено математичну модель газоперекачувального агрегату, до складу якої включено як відцентровий нагнітач, так і газотурбінний привід з урахуванням технічного стану кожного з них, замість поширеної при аналізі функціонування систем трубопровідного транспорту газу моделі, в якій агрегат ототожнюється з відцентровим нагнітачем, а індивідуальний технічний стан газотурбінного приводу не береться до уваги.

3. Вперше для задачі аналізу функціонування газопровідних систем застосовано методи оперативної параметричної діагностики технічного стану газотурбінних приводів та відцентрових нагнітачів газоперекачувальних агрегатів, що оперують тільки параметрами зі штатного набору та не вимагають зміни режиму роботи обладнання, на відміну від більшості методів, які використовують виміри додаткових параметрів робочих режимів обладнання СТТГ або вимагають наявності розвинених засобів телемеханізації об'єктів газотранспортної системи.

4. В логіко-математичній моделі системи трубопровідного транспорту газу з метою підвищення точності розрахунків режимів функціонування газотранспортних систем вперше використані оперативно розраховані показники, які ідентифікують технічний стан трубопроводів і газотурбінних приводів та відцентрових нагнітачів компресорних цехів, на відміну від поширених моделей, в яких відбувається агрегування газоперекачувального обладнання в межах групи і навіть компресорного цеху або технічний стан основного обладнання взагалі не береться до уваги.

Практичне значення одержаних результатів. Запропоновані в роботі моделі та алгоритми увійшли до складу створеного в Інституті загальної енергетики НАН України програмно-інформаційного комплексу "Каскад" для проведення розрахунків режимів роботи газотранспортних систем з урахуванням технічного стану їх основного обладнання. Комплекс "Каскад" передано для апробації в ДК "Укртрансгаз" НАК "Нафтогаз України".

Створено окремий програмно-інформаційний комплекс оперативної діагностики основного обладнання КС із більш широким набором функцій. Цей комплекс використано фахівцями Інженерно-технічного центру "Оргтехдіагностика" ДВАТ "Оргенергогаз" ВАТ "Газпром" під час проведення паспортизації газоперекачувальних агрегатів на компресорних станціях ВАТ "Газпром" (ТОВ "Волгоградтрансгаз", м. Волгоград, ТОВ "Югтрансгаз", м. Саратов). Комплекс оперативної діагностики основного обладнання КС впроваджено у ТОВ "Волгоградтрансгаз" (м. Волгоград) та ТОВ "Уренгойгазпром" (м. Уренгой).

Застосування створених програмно-інформаційних комплексів є одним із допоміжних засобів при експлуатації основного обладнання газотранспортних систем "за технічним станом", який дозволяє підвищити надійність та економічну ефективність роботи СТТГ.

Особистий внесок здобувача. Здобувачем розроблена нова логіко-математична модель СТТГ, удосконалена математична модель ГПА, створені алгоритми оцінки технічного стану газоперекачувального обладнання КС та використання його реальних характеристик при аналізі режимів СТТГ. Здобувачем також розроблені алгоритми розподілу потоків газу між цехами компресорної станції та вибору схем роботи компресорних цехів, які забезпечують мінімальні витрати газу на власні потреби агрегатів і дозволяють отримати економію витрат газу на власні потреби.

При розробленні програмно-інформаційного комплексу "Каскад" для розрахунку режимів газотранспортних систем з урахуванням технічного стану основного обладнання здобувачем була використана нова логіко-математична модель СТТГ та удосконалена математична модель ГПА, створено алгоритмічне та програмне забезпечення діагностики основного обладнання, розрахунку режимів роботи КС, вибору схем роботи компресорного цеху з мінімальними витратами газу на власні потреби.

Здобувачеві також належить загальна структура, алгоритмічне та програмне забезпечення виконання оцінки технічного стану газотурбінних приводів та відцентрових нагнітачів, авторське супроводження при впровадженні у виробничу експлуатацію програмно-інформаційного комплексу оперативної діагностики основного обладнання КС.

З опублікованих у співавторстві робіт здобувачем використано тільки ті результати, які отримані ним самостійно: [9] - алгоритми і програмне забезпечення оперативної діагностики газотурбінних установок та проведені розрахунки; [1] , [2], [10] - алгоритмічне забезпечення діагностики основного обладнання СТТГ, розраховані режими роботи КС; [11] - загальна структура, алгоритмічне та програмне забезпечення програмно-інформаційного комплексу проведення оперативної діагностики відцентрових нагнітачів та газотурбінних установок, виконані розрахунки; [12] - алгоритм і програмне забезпечення оперативної діагностики відцентрових нагнітачів та проведені розрахунки.

Апробація результатів дисертації. Основні положення дисертаційної роботи та її окремі результати повідомлялись на ІІІ-й міжнародній конференції "Энергодиагностика и CONDITION MONITORING" (Нижній Новгород, Росія, 2001 р.), І-й міжнародній конференції "Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли " (Москва, 2002 р.).

Публікації. За тематикою дисертаційної роботи опубліковано 16 наукових праць: 10 статей у фахових наукових виданнях, із них 5 написані самостійно, 4 звіти про науково-дослідні роботи, 2 доповіді в матеріалах конференцій.

Структура і обсяг роботи. Дисертація складається із вступу, чотирьох розділів, загальних висновків, списку використаних джерел з 152 найменувань на 15 сторінках, одного додатка на 5 сторінках. Обсяг дисертації - 126 сторінок основного тексту. Дисертація містить 15 ілюстрацій (8 з яких займають повну сторінку) та 19 таблиць.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

У вступі обґрунтовано актуальність теми роботи, сформульовано мету та задачі дослідження, викладено наукову новизну та подано відомості про практичну цінність одержаних результатів.

У першому розділі розглянуто основні задачі, які виникають при аналізі режимів роботи газотранспортних систем.

Проведений аналіз стану системи газопостачання України дозволяє зробити загальний висновок про те, що вона є національним надбанням, виконує стратегічні функції забезпечення країни одним з основних енергоносіїв - природним газом, транспортує на експорт біля 135 млрд. м3 російського і туркменського газу, за що отримує близько 30 млрд. м3 газу як оплату за транзит. Водночас більше 50% газопроводів експлуатуються від 15 до 50 років. На компресорних станціях газотранспортної системи України встановлено біля 690 газоперекачувальних агрегатів, майже 15% з яких виробили свій моторесурс, а понад 50% - морально застаріли, наслідком чого є досить низька ефективність їх функціонування, мають місце перевитрати паливного газу, і, відповідно, зниження продуктивності та надійності функціонування газопроводів в цілому. Одним із засобів, що забезпечують розв'язання задачі підтримки надійного та ефективного транспорту газу при обмеженні інвестицій, є перехід від традиційного регламентного ремонтно-технічного обслуговування до системи технічного обслуговування "за технічним станом". За цих умов збільшується значення ідентифікації реальних технічних характеристик основного обладнання СТТГ. Після проведеного аналізу основних методів діагностики газотурбінних установок (ГТУ) та відцентрових нагнітачів (ВЦН) КС було обрано методи, розроблені А.Г. Вертеповим та С.П. Зарицьким як такі, що призначені для оперативної оцінки технічного стану обладнання в режимі експлуатації з використанням лише тих параметрів, які вимірюються приладами штатної автоматики.

СТТГ України як об'єкт аналізу й управління являє собою дуже складну систему. При моделюванні режимів необхідно застосовувати методи системного підходу, суть якого полягає у спільному дослідженні математичних моделей окремих об'єктів газотранспортної системи, об'єднаних за допомогою рівнянь зв'язку.

Диспетчерське управління системою трубопровідного транспорту газу України повинно ґрунтуватись на сучасних математичних засобах та відповідному інформаційному забезпеченні. На сьогодні на всіх рівнях системи управління СТТГ України необхідно впровадити математичне та інформаційне забезпечення, яке дає можливість оперативно оцінити технічний стан обладнання та з його врахуванням виконати розрахунки режимів роботи газотранспортних систем.

У другому розділі наведено методики діагностування технічного стану ГТУ, ВЦН та лінійної частини газотранспортних систем. На КС України експлуатуються понад 430 ГПА з газотурбінним приводом, що складає майже 65% парку ГПА, тому в роботі розглянуто саме такі приводи. Застосовані методи оцінки технічного стану ГТУ ґрунтуються на використанні рівнянь, які відображають взаємозв'язок між параметрами робочого процесу, параметрами оточуючого середовища, потужністю ГТУ, витратами паливного газу за допомогою коефіцієнтів взаємного впливу. Для ГТУ типів ГТ-750-6, ГТ-700-5, ГТ-6-750, ГТК-10-4, ГТК-10М фактична потужність обчислюється за формулою:

,

тут - коефіцієнти взаємного впливу тиску після осьового компресора (ОК), температури повітря на вході в ОК та атмосферного тиску на потужність; - тиск після ОК на режимі та номінальний; - температура повітря на вході в ОК фактична і номінальна; - атмосферний тиск фактичний і номінальний; - номінальна потужність ГТУ. Для інших типів ГТУ ця формула відрізняється складом параметрів. Коефіцієнт технічного стану ГТУ за потужністю визначається згідно залежності

де - еталонна потужність ГТУ. Обрані методи оперативної діагностики дають можливість оцінити такі вихідні показники ГТУ, як фактична потужність, коефіцієнт технічного стану за потужністю, витрати газу на власні потреби, ефективний ККД, максимально припустиму для режиму потужність.

Ідентифікація фактичного технічного стану ВЦН виконується на базі параметрів режиму (тиск і температура на його вході та виході) та розрахованого значення фактичної потужності ГТУ. В результаті діагностування визначаються фактичний політропний ККД, коефіцієнти технічного стану за політропним напором та політропним ККД, які характеризують відповідно стан лопаток робочого колеса та дифузора, а також стан ущільнення по покривному диску робочого колеса ВЦН. Коефіцієнт технічного стану відцентрового нагнітача за політропним ККД обраховується за формулою

де - політропний ККД нагнітача фактичний та еталонний. Коефіцієнт технічного стану відцентрового нагнітача за політропним напором обраховується за формулою

тут - політропний напір розрахунковий та еталонний. На базі обчислених коефіцієнтів технічного стану проводиться коректування паспортних газодинамічних характеристики нагнітача. Знання фактичної потужності привода дозволяє визначити через повний напір фактичні (з урахуванням внутрішніх станційних перетоків) витрати газу, що перекачуються агрегатами КС. На працюючих газопроводах питання визначення витрат газу не тільки через агрегат, а навіть через КС в цілому дотепер повністю не вирішено, тому ця задача має самостійний інтерес для експлуатаційного персоналу.

Технічний стан лінійних ділянок СТТГ характеризують коефіцієнт теплопровідності від труби до ґрунту та коефіцієнт гідравлічної ефективності труб. В роботі використано галузеву методику визначення цих коефіцієнтів.

У третьому розділі наведено математичні моделі основних об'єктів СТТГ з урахуванням їх технічного стану та побудовано нову логіко-математичну модель газотранспортної системи.

Стаціонарний рух газу в трубопроводі незмінного діаметра описується системою диференційних рівнянь, яка отримана з рівнянь Нав'є-Стокса:

, (1)

, (2)

, (3)

де - густина, Р- тиск, Т - температура газу; x- просторова координата; - коефіцієнт гідравлічного опору; D - внутрішній діаметр труби; K - коефіцієнт теплопередачі від труби до ґрунту; - температура ґрунту; M - масові витрати газу через трубу з постійним перетином площею f; g - прискорення вільного падіння; Cp - питома теплоємність; - об'єм, який займає одиниця маси при заданому тиску; - кут між віссю труби та горизонтальною площиною, - швидкість газу.

До системи (1)-(3) входить коефіцієнт гідравлічного опору , який залежить від коефіцієнта гідравлічної ефективності Ее. Коефіцієнт теплопровідності від труби до ґрунту К та коефіцієнт гідравлічної ефективності Ее характеризують технічний стан труб лінійних ділянок газотранспортної системи.

Важливим елементом, за допомогою якого власне утворюється ГТС, є вузол трубопроводів, який об'єднує кілька труб. Математичний опис вузла ГТС, який використовується в даній роботі, базується на умовах спряження: рівність тисків усіх потоків газу, що підходять та відходять від вузла; рівність температур всіх потоків газу, що відходять від вузла:

; ; (4)

для вузла справедливий баланс мас та баланс енергії:

; ; (5)

де i - індекси трубопроводів, що підходять до вузла, i = 1,..., n; j - індекси трубопроводів, що виходять із нього, j = n+1,..., m; q, Q - відбір та приплив газу.

Компресорна станція являє собою сукупність цехів, які працюють паралельно. В компресорних цехах розміщуються газоперекачувальні агрегати, які компенсують падіння тиску газу за рахунок витрат на тертя в лінійній частині. До входу КС підходять n трубопроводів, від виходу відходять m-n трубопроводів із питомими масовими витратами , , , . Витрати газу на власні потреби станції відображено витратами . У роботі для побудови математичної моделі КС з урахуванням фактичного технічного стану її основних елементів взята за основу модель, яка була запропонована академіком НАН України М.М. Куликом і є добре пристосованою до задач системного аналізу процесів у системах транспорту газу. В математичну модель КС входять рівняння для тисків кожної групи ГПА:

, (6)

де - тиск на вході й виході КС; j - номер цеху; - номер групи j-го цеху; Pj - падіння тиску на вхідному шлейфі; Pj - падіння тиску на обв'язці j-ї групи; Pj1 - падіння тиску на обв'язці другого ступеня; Pj2 - падіння тиску на виході другого ступеня; - ступінь стиснення 1-го і 2-го ступеня; - падіння тиску на апараті повітряного охолодження. Ступінь стиснення пов'язана з частотою обертання та зведеними витратами ВЦН. Температура газу на виході КС визначається поза системою з використанням рівнянь балансу енергії.

В більшості розробок під час аналізу режимів газотранспортних систем газоперекачувальний агрегат ототожнюється з відцентровим нагнітачем, індивідуальний технічний стан газотурбінного приводу не береться до уваги. В деяких розробках навіть не застосовується поагрегатне представлення газоперекачувального обладнання, ГПА агрегуються за групами і навіть за цехами, що призводить до зниження адекватності отримуваних результатів. Між тим технічний стан ГТУ суттєво впливає на максимальну потужність, яку привід, а отже, і нагнітач можуть розвинути на режимі. Від технічного стану ГТУ залежить значення витрат газу на власні потреби. В роботі вперше для задач розрахунку режимів СТТГ запропоновано вдосконалити модель ГПА компресорної станції і розглядати агрегат як сукупність газотурбінної установки та відцентрового нагнітача з урахуванням технічного стану кожного з них.

Загальна математична модель СТТГ утворюється в результаті системного об'єднання математичних моделей підсистем. При цьому модель трубопроводу (1) - (3), яка являє собою систему диференційних рівнянь з граничними умовами, багаторазово використовується разом із рівняннями вузлів (4) - (5) та КС (6), які є алгебраїчними. Для цілей системного аналізу модель трубопроводу алгебраїзується. Оскільки в ній задаються граничні умови, доцільно застосування неявних методів інтегрування, зокрема, методу неявних кінцевих різниць. Система (1) - (3) зображається у векторно-матричному вигляді:

; (7)

тут ; ; F1 , F2 - праві частини рівнянь (1), (2). Апроксимація похідних в (7) виконується на базі центральних різниць для всіх точок, окрім граничних, де застосовано направлені різниці. В результаті алгебраїзації рівнянь трубопроводів модель СТТГ може бути представлена великою системою нелінійних алгебраїчних рівнянь. Найбільш ефективним методом її рішення є модифікований метод Ньютона, застосування якого дозволяє на кожній ітерації отримати лінійну алгебраїчну систему.

В роботі запропоновано нову логіко-математичну модель газотранспортної системи. Математичні моделі лінійної ділянки та вузлів використовуються в ній, як це описано вище, зміни стосуються тієї частини системної моделі, яка описує КС. В роботі обґрунтовано застосування в якості фактичного керуючого впливу КС на інші об'єкти масових витрат, які станція може пропустити при певних тисках на її вході й виході, що обумовлюються запасом газу в прилеглих до неї трубопроводах. Тобто при розрахунках режимів тиски у вхідних та вихідних трубах визначають ступінь стиснення, за якою повинні розраховуватись витрати через КС. Отже, у загальну систему рівнянь, що описує процес в ГТС на кожній ітерації, замість сукупності рівнянь для тисків всіх груп КС (6) , входить одне рівняння впливу:

, (8)

тут - поправка до сумарних масових витрат через усі групи газоперекачувальних агрегатів, що працюють у складі розрахункової компресорної станції; - нев'язка масових витрат через КС.

На рис. 1 наведена схема ГТС, а на рис. 2 - структура її логіко-математичної моделі для стаціонарного режиму. Тут - елементи матриці Якобі для трубопроводу.

Размещено на http://www.allbest.ru/

В запропонованій логіко-математичній моделі ГТС суттєво зменшується кількість невідомих і рівнянь, на кожній ітерації не виконується детальний розрахунок КС, а лише здійснюється перевірка, чи в змозі кожна розрахункова КС з певним технічним станом обладнання реалізувати режим із вхідним і вихідним тиском та вхідною температурою, що визначаються всією системою. Розроблено алгоритм розрахунку максимальних і мінімальних витрат, які може пропустити КС на режимі, та нев'язки масових витрат через КС з урахуванням фактичного технічного стану ГПА. Функціональна схема цього алгоритму наведена на рис.3. По завершенні розрахунку алгоритм гарантує, що обчислений режим може бути реалізований на кожній КС. Такий підхід дозволяє прискорити процес обчислення режиму газотранспортної системи, підвищити точність за рахунок того, що в складі логіко-математичної моделі ГТС відсутня розгорнута модель КС, яка має власні методичні похибки.

Размещено на http://www.allbest.ru/

		1
			1
	-1
		-1
1						-1
						1								Х		=
						1	-1
									1
										1
								-1			1
									-1			1
										-1
											-1

Рис. 2. Структура логіко-математичної моделі ГТС для стаціонарного режиму

Таблиця 1.Результати діагностування агрегату №3 КС Тернопіль газопроводу "Київ-Захід України" (ГТУ типу ГТНР-10 та ВЦН типу 520-12-1)

№ режиму	ГТУ	ВЦН
	потужність фактична, кВт	витрати газу на власні потреби, нм3/год.	ККД ефективний	КТС за потужністю	коефіцієнт завантаження	максимально припустима потужність на режимі, кВт	витрати комерц., млн.м3/ доб.	ступінь стиснення	ККД політроп-пічний	частота обертання зведена	КТС за політропним напором	КТС за політропним ККД
1	7537	2672	0,302	0,908	0,784	9609	26,9	1,19	0,688	0,894	0,921	0,806
2	7439	2646	0,301	0,918	0,767	9695	25,6	1,20	0,690	0,896	0,910	0,805
3	7640	2699	0,303	0,907	0,796	9593	26,2	1,19	0,673	0,897	0,907	0,785

Размещено на http://www.allbest.ru/

Після того, як ітераційний процес зійшовся, виникає необхідність розподілу потоків газу між цехами розрахункової компресорної станції та вибору такої схеми роботи цеху, яка відповідає мінімальним витратам газу на власні потреби, для чого в роботі розроблені спеціальні алгоритми. Алгоритм попереднього розподілу течії газу з багатониткового газопроводу за працюючими цехами прилеглої розрахункової КС враховує неминучі розбіжності технічного стану обладнання у цехах із різнотипними ГПА, існуючі в галузі пріоритети при виборі послідовності включення обладнання, сезон роботи. Потім здійснюється формування варіантів вибору конкретних агрегатів та їх завантаження. Розроблений для цього алгоритм наведено на рис. 4. По завершенні перебору варіантів, яке визначається виходом якого-небудь агрегату на одне з обмежень, що накладаються на частоту обертання, потужність та зведені об'ємні витрати, виконується вибір того варіанта, який відповідає мінімальним витратам газу на власні потреби.

В четвертому розділі наведено досвід та результати застосування методів оперативної діагностики основного обладнання при розрахунках режимів роботи систем трубопровідного транспорту газу. Наведено структуру та функціональні можливості створених за участю здобувача в Інституті загальної енергетики НАН України програмно-інформаційного комплексу оперативної діагностики основного обладнання КС та програмно-інформаційного комплексу "Каскад" для розрахунку режимів газотранспортних систем з урахування технічного стану основного обладнання. При розробленні цих комплексів використано моделі, методи та алгоритми, що запропоновані та описані в роботі. Комплекси працюють з 14 типами ГТУ та 18 типами ВЦН, що найбільш широко експлуатуються в газотранспортних підприємствах України й Росії.

В табл. 1 наведено результати діагностування ГПА №3 КС Тернопіль газопроводу "Київ-Захід України" з ГТУ типу ГТНР-10 (модифікований ГТК-10) та ВЦН типу 520-12-1 (дані для розрахунку надано фахівцями управлінням компресорних станцій ДК "Укртрансгаз"). За результатами діагностування технічний стан цього ГПА оцінено як незадовільний і рекомендовано вивести його з роботи для проведення ремонту.

Незадовільний технічний стан ГТУ призводить до того, що фактична потужність менша за номінальну на 9%. Незадовільний технічний стан ВЦН обумовлює зсув фактичних характеристик, що добре видно на рис. 5. Фактичні характеристики ступені стиснення відхилені від паспортних до 4%, причому в передпомпажній зоні відхилення більше, ніж в зоні максимальних витрат. Для політропного ККД фактична характеристика відхилена від

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/



Рис. 5. Паспортні (--) та фактичні (---) характеристики ВЦН агрегату №3 КС Тернопіль паспортної на 22%, а для зведеної відносної потужності - на 16%

Технологічні задачі, які дозволяє ефективно вирішувати програмно-інформаційний комплекс "Каскад", можна поділити на три групи: оперативна діагностика технічного стану основного обладнання ГТС, моделювання прогнозних режимів роботи ГТС та уточнення режимів. З переліку задач випливає основне призначення комплексу "Каскад" - робота в диспетчерських службах газотранспортних підприємств.

На рис. 6 наведено фрагмент схеми ГТС ТОВ "Тюментрансгаз" від КС Ямбурзька до КС Сосновська, для якого проводились розрахунки режимів із застосуванням комплексу "Каскад".

Рис. 6. Схема розрахункової ГТС

За допомогою комплексу "Каскад" проведено розрахунки прогнозних режимів ГТС із застосуванням паспортних і фактичних характеристик ГПА. На вхід фрагмента ГТС Ямбурзька-Сосновська надходить 480 млн.м3/доб. газу з температурою 20оС. Необхідно прокачати цей газ, забезпечивши на виході фрагмента ГТС тиск 58 Атн. На вході КС Правохетінська є приплив газу 282 млн.м3/доб., на лінійній ділянці Приозерна-Сосновська є відбір газу 49,8 млн.м3/доб. У табл. 2 наведено результати розрахунку прогнозного режиму для всіх КС розрахункової схеми у випадку використання паспортних і фактичних характеристик ГПА. Аналіз результатів розрахунку прогнозного режиму свідчить, що при застосуванні паспортних характеристик ГПА для забезпечення режиму необхідно на КС Нидінська включити в роботу 17 ГПА, на інших КС - по 20 ГПА.

Таблиця 2. Результати розрахунку прогнозного режиму у випадку використання паспортних і фактичних характеристик ГПА компресорних станцій

Найменування КС	Кількість працюючих ГПА	Паспортні характеристики	Фактичні характеристики
		витрати, млн.м3/доб.	тиск, Атн	витрати, млн.м3/доб.	тиск, Атн
		через КС	власні потреби	вхід	вихід	через КС	власні потреби	вхід	вихід
Ямбурзька		480,0				480,0
Нидінська	17	480,0	1,86	49,68	75,00	480,0	1,94	49,68	74,50
Правохетінська	20	760,1	2,97	57,54	75,00	760,1	3,06	56,91	73,50
Ягельна	20	757,1	2,96	57,27	75,00	757,1	3,05	55,39	71,50
Приозерна	20	754,1	2,96	57,46	75,00	753,9	3,02	53,37	69,50
Сосновська		701,3		58,00		701,1		51,11

При врахуванні фактичних характеристик включених агрегатів на КС не достатньо для забезпечення завдання на транспортування газу - на виході системи забезпечується тиск 51,11 Атн замість потрібного тиску 58 Атн. На розглянутому режимі при врахуванні фактичних характеристик газотурбінних приводів та відцентрових нагнітачів нестача тиску на виході системи складає майже 12%, отже, технічний стан основного обладнання суттєво впливає на режим ГТС. В четвертому розділі роботи наведені результати розрахунків, виконаних з використанням паспортних і фактичних характеристик для всіх КС розрахункової ГТС.

Комплекс "Каскад" дозволяє обрати такі режими роботи ГТС, які відповідають мінімальним витратам газу, який споживається ГПА з газотурбінними приводами на власні потреби. В табл. 3 для цеху №1 КС Нидінська наведено параметри фактичного режиму та режиму, який отримано з фактичного шляхом перерозподілу завантаження між ГПА компресорного цеху.

Таблиця 3. Параметри фактичного режиму та режиму з мінімальними витратами газу на власні потреби для агрегатів цеху 1 КС Нидінська

№ ГПА	Фактичний режим	Режим із мінімальними витратами газу на власні потреби
	потужність ВЦН, кВТ	ефективний ККД	частота обертання ВЦН, об./хв.	витрати газу на власні потреби, тис.м3/доб.	потужність ВЦН, кВТ	ефективний ККД	частота обертання ВЦН, об./хв.	витрати газу на власні потреби, тис.м3/доб.
1	12098	0,252	4871	123,75	10671	0,242	4463	109,14
2	11988	0,251	4890	122,98	9917	0,234	4452	105,36
3	резерв	-	-	-	-	-	-	-
4	12157	0,252	4870	124,22	15162	0,269	4889	142,63
Сума	36243			370,95	35750			357,13

З табл. 3 видно, що економія газу на власні потреби газотурбінних приводів склала 13,82 тис.м3/доб. або 3,73%. Перерозподіл завантаження відбувається не лише в межах цеху, а й між цехами КС, за рахунок цього економія витрат газу на власні потреби для КС Нидінська склала 54,13 тис. м3/доб. або 3% від обсягу спожитого на власні потреби газу. Для розглянутої ГТС добова економія газу за рахунок перерозподілу завантаження ГПА склала 213,2 тис. м3, що дорівнює економії приблизно 78 млн.м3 газу (89,7 тис. т.у.п.) на рік для 75 працюючих агрегатів.

Виконані розрахунки підтвердили, що врахування реальних характеристик дозволяє отримати результати, які більш адекватно відображають процеси в системах трубопровідного транспорту газу, що є дуже важливим для задач керування роботою СТТГ та планування режимів транспорту газу.

компресорний газопровід енергетичний обладнання

ВИСНОВКИ

В дисертації виконано теоретичне узагальнення та нове вирішення важливої науково-технічної задачі проведення адекватного аналізу режимів функціонування систем трубопровідного транспорту газу шляхом створення математичних моделей, алгоритмів та програмно-інформаційних засобів, які дозволяють оперативно ідентифікувати технічний стан основного обладнання та здійснювати розрахунки режимів газотранспортних систем з використанням отриманих реальних характеристик основного обладнання. У процесі виконання роботи отримано наступні науково-практичні результати.

Розроблено та досліджено нову логіко-математичну модель системи трубопровідного транспорту газу, в якій компресорна станція представлена одним рівнянням впливу, а всі розрахунки її режиму проводяться поза системою. Застосування запропонованої логіко-математичної моделі СТТГ дозволило більш адекватно змоделювати процеси, які відбуваються в газопроводах, забезпечити більш високу точність розрахунків, прискорити виконання обчислень режимів функціонування газотранспортних систем.

При аналізі режимів СТТГ удосконалено та досліджено модель газоперекачувального агрегату, до складу якої входять із своїми фактичними характеристиками відцентровий нагнітач та газотурбінна установка, замість поширеного підходу, при якому ГПА ототожнюється з відцентровим нагнітачем. Використання удосконаленої моделі ГПА дозволило підвищити точність розрахунку режимів газотранспортних систем.

Для проведення ідентифікації технічного стану основного обладнання компресорних станцій в режимі експлуатації використано методи оперативної діагностики, які оперують 4-5 вимірюваними параметрами зі штатного набору і не вимагають зміни режиму роботи агрегату, що дозволило оперативно оцінити технічний стан газотурбінних установок та відцентрових нагнітачів, а також визначити фактичну потужність газотурбінного приводу, витрати газу на власні потреби та кількість прокачаного агрегатом газу, які не вимірюються на більшості компресорних станцій.

Розроблено та реалізовано алгоритми розподілу потоку газу за цехами КС та розрахунку режимів роботи ГПА цехів, які дозволяють обирати режими роботи компресорних цехів із мінімальними витратами газу на власні потреби.

На основі методів і алгоритмів діагностування технічного стану основного обладнання КС розроблено програмно-інформаційний комплекс для проведення оперативної діагностики газотурбінних установок та відцентрових нагнітачів компресорних станцій, який дозволяє проводити ідентифікацію фактичного технічного стану газоперекачувальних агрегатів, не виводячи їх із роботи, використовуючи штатні вимірювальні прилади та не залучаючи додатковий персонал. Використання комплексу надало експлуатаційному персоналу можливість проводити моніторинг технічного стану кожного агрегату в процесі його роботи, що дозволило підвищити надійність функціонування компресорних станцій газотранспортних систем.

Створений програмно-інформаційний комплекс оперативної діагностики технічного стану основного обладнання компресорних станцій газотранспортних систем використано фахівцями Інженерно-технічного центру "Оргтехдіагностика" (м. Москва) під час проведення паспортизації газоперекачувальних агрегатів на компресорних станціях ВАТ "Газпром" (ТОВ "Волгоградтрансгаз", м. Волгоград, ТОВ "Югтрансгаз", м. Саратов). Першу версію програмно-інформаційного комплексу оперативної діагностики технічного стану основного обладнання компресорних станцій впроваджено у ТОВ "Волгоградтрансгаз" (м. Волгоград) і ТОВ "Уренгойгазпром" (м. Уренгой).

Встановлено, що фактичні газодинамічні характеристики відцентрового нагнітача в процесі експлуатації суттєво відхиляються від характеристик, наведених у паспорті обладнання. Так для агрегату №3 КС Тернопіль газопроводу "Київ-Захід України" (привід ГТНР-10 та нагнітач 520-12-1), який був продіагностований розробленим програмно-інформаційним комплексом, відхилення фактичних характеристик склали: для ступеня стиснення - до 4%, для політропного ККД - 22%, для зведеної відносної потужності - 16%, а фактична потужність ГТУ менша за номінальну на 9%.

При проведенні паспортизації обладнання на компресорних станціях ВАТ "Волгоградтрансгаз" виконано розрахунки, які показали, що похибка при визначенні потужності розробленим комплексом для ГТУ типу ГТК-10М складає 0,1-1,5% в діапазоні 60-120% номінального завантаження агрегату. Результати експлуатації комплексу підтвердили можливості його використання для вирішення задач, пов'язаних з переходом до сучасної технології експлуатації обладнання "за технічним станом".

На основі розроблених моделей та алгоритмів створено програмно-інформаційний комплекс "Каскад", який надає можливість оперативно розраховувати усталені режими ГТС на основі попередньо визначеного ним фактичного технічного стану обладнання. Застосування оперативно визначених характеристик основного обладнання дозволило підвищити точність розрахунків режимів функціонування газотранспортних систем. Для фрагмента ГТС Ямбурзька-Сосновська (продуктивність по входу 175 млрд.м3 газу на рік) було показано, що розходження в розрахунках тиску на виході системи при використанні паспортних і фактичних характеристик становить майже 12%. Це доводить необхідність використання фактичних характеристик для задач керування і планування режимів транспорту газу.

Використання комплексу "Каскад" дозволило також підвищити ефективність функціонування систем газопостачання за рахунок вибору такого режиму транспорту газу, який відповідає мінімальним витратам газу на власні потреби газотурбінних ГПА. Добова економія витрат газу на власні потреби для фрагмента ГТС Ямбурзька-Сосновська від перерозподілу завантаження для 75 агрегатів склала 213,2 тис.м3, що дорівнює економії приблизно 78 млн.м3 газу (89,7 тис. т.у.п.) на рік. Для української СТТГ забезпечення такого ж рівня мінімізації витрат газу на власні потреби агрегатів з газотурбінними приводами може дати економію біля 100 млн. м3 газу (115 тис. т.у.п.) на рік. Програмно-інформаційний комплекс "Каскад" передано до Інформаційно-обчислювального центру та до Об'єднаного диспетчерського управління ДК "Укртрансгаз" НАК "Нафтогаз України" для апробації.

список опублікованих праць здобувача за темою дисертації

1. Вертепов А.Г., Линецкий И.К., Щербина Е.В., Лещенко И.Ч. Программный комплекс “Каскад” для расчетов режимов газотранспортных систем с учетом технического состояния основного оборудования компрессорных станций и линейных участков // Тр. Междунар. конф. “Энергодиагностика и CONDITION MONITORING”. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2001. - С.3-6.

2. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П., Лещенко И.Ч., Линецкий И.К. Программные средства для оперативной диагностики основного оборудования компрессорных станций и расчета режимов магистральных газопроводов с учетом фактического технического состояния оборудования // Перв. Междунар. научно-техн. конф. "Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли". - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2004. - Т. 2. - С. 51-67.

3. Кулик М.М., Лінецький Й.К., Лещенко І.Ч., Услонцев О.Б. Рішення задач оперативного управління режимами газотранспортних систем на основі нестаціонарних моделей // Проблеми загальної енергетики. - 2000. - № 2. - С.18-25.

4. Лещенко И.Ч. Организация взаимодействия диспетчера газотранспортного предприятия с диалоговым программным комплексом идентификации и моделирования фактических режимов работы магистральных газопроводов // Проблемы энергосбережения. - 1995. - № 2-3. С.95-98.

5. Лещенко И.Ч. Принципы формирования схем новых газотранспортных систем в комплексе “Каскад” // Проблемы энергосбережения. - 1996. - № 1-3. - С.91-95.

6. Лещенко І.Ч. Сучасний стан, проблеми й перспективи розробки та впровадження комп'ютерних комплексів для підтримки диспетчерського управління трубопровідним транспортом газу // Проблеми загальної енергетики. - 2003. - №8. - С. 33-39.

7. Лещенко І.Ч. Комплекс параметричної діагностики основного обладнання компресорних станцій та його застосування для проведення паспортизації газоперекачувальних агрегатів // Проблеми загальної енергетики. - 2004. - №10. - С. 41-46.

8. Лещенко І.Ч. Логіко-математична модель газотранспортної системи з урахуванням фактичного технічного стану основного обладнання // Проблеми загальної енергетики. - 2004. - №11. - С. 45-52.

9. Линецкий И.К., Лещенко И.Ч., Вертепов А.Г. Получение и учет фактических характеристик оборудования при расчетах режимов компрессорных станций магистральных газопроводов // Проблеми загальної енергетики. - 1999. - № 1. - С.40-47.

10. Лінецький Й.К., Лещенко І.Ч. Моделювання й аналіз усталених режимів роботи газотранспортних систем з використанням програмно-інформаційного комплексу “Каскад” // Проблеми загальної енергетики. - 2000. - № 3. - С.40-47.

11. Лінецький Й.К., Лещенко І.Ч. Автономні програми оперативної діагностики обладнання компресорних станцій магістральних газопроводів // Проблеми загальної енергетики. - 2001. - № 5. - С.62-66.

12. Лінецький Й.К., Щербина Є.В., Лещенко І.Ч., Вертепов А.Г. Оперативна діагностика обладнання в системах магістрального транспорту газу // Проблеми загальної енергетики. - 2001. - № 4. - С.49-53.

анотаціЯ

Лещенко І.Ч. Аналіз режимів функціонування систем трубопровідного транспорту газу з урахуванням технічного стану основного обладнання. - Рукопис.

Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук із спеціальності 05.14.01 "Енергетичні системи та комплекси". - Інститут загальної енергетики НАН України, Київ, 2005 р.

Розроблено нову логіко-математичну модель системи трубопровідного транспорту газу, в якій компресорна стація представлена рівнянням впливу. При моделюванні роботи газоперекачувального агрегату запропоновано враховувати технічний стан газотурбінної установки та відцентрового нагнітача. Для ідентифікації технічного стану обладнання компресорних станцій розроблено нові алгоритми, які базуються на оригінальних методах діагностики, що оперують тільки параметрами зі штатного набору в нормальному експлуатаційному режимі агрегату. На базі розроблених моделей та алгоритмів створено програмно-інформаційний комплекс для аналізу режимів системи трубопровідного транспорту газу з урахуванням технічного стану основного обладнання та комплекс для оперативної діагностики технічного стану основного обладнання компресорних станцій.

Ключові слова: математична модель, система трубопровідного транспорту газу, технічний стан обладнання, газотурбінний привід, відцентровий нагнітач, аналіз режиму функціонування.

анНотациЯ

Лещенко И.Ч. Анализ режимов функционирования систем трубопроводного транспорта газа с учетом технического состояния основного оборудования. - Рукопись.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 05.14.01 "Энергетические системы и комплексы". - Институт общей энергетики НАН Украины, Киев, 2005 г.

Диссертация посвящена решению такой важной научно-технической задачи, как проведение адекватного анализа режимов функционирования систем трубопроводного транспорта газа путем создания математических моделей, алгоритмов и программно-информационных средств, позволяющих оперативно идентифицировать техническое состояние основного оборудования и учесть полученные оценки технического состояния при расчетах режимов газотранспортных систем (ГТС).

Для анализа работы систем трубопроводного транспорта газа разработана и исследована новая логико-математическая модель, в которую каждая компрессорная станция входит уравнением влияния, а все расчеты режима компрессорной станции проводятся вне системы. Эта модель более адекватно отображает процессы в газопроводных системах, обеспечивает более высокую точность, существенно ускоряет процесс расчета режимов. При моделировании газоперекачивающий агрегат рассматривается как совокупность центробежного нагнетателя и газотурбинного привода, каждый из которых имеет свое техническое состояние, в отличие от распространенных подходов, при которых агрегат отождествляется с нагнетателем.

При разработке алгоритмов для определения технического состояния основного оборудования газопроводов использованы методы оперативной диагностики технического состояния газотурбинных установок и центробежных нагнетателей компрессорных станций, разработанные А.Г. Вертеповым и С.П. Зарицким. Разработанные алгоритмы позволяют, оперируя 4-5 измеряемыми параметрами из штатного набора, не изменяя режима работы агрегата оценить его техническое состояние, а также определить фактическую мощность газотурбинного привода, расход топлива и количество прокачанного газа, получить фактические газодинамические характеристики центробежного нагнетателя.

При моделировании стационарных режимов ГТС учитывается оперативно рассчитываемое техническое состояние трубопроводов, газотурбинных приводов и нагнетателей. При этом каждый нагнетатель берется со своими реальными характеристиками, в отличие от широко применяемого подхода, при котором для расчета режимов производится суперпозиция характеристик агрегатов внутри группы, а то и цеха.

В работе предложены и исследованы алгоритмы распределения потока газа между цехами компрессорной станции и выбора схемы работы агрегатов, обеспечивающих минимальные затраты газа на собственные нужды.

На основе разработанных моделей и алгоритмов создан программно-информационный комплекс для проведения оперативной диагностики основного оборудования компрессорных станций, который позволяет провести идентификацию технического состояния агрегатов, не выводя их из работы, используя только данные диспетчерского журнала. Использование комплекса оперативной диагностики дало возможность в режиме реального времени проводить мониторинг технического состояния каждого агрегата, что позволило повысить надежность работы, перейти к современной технологии эксплуатации оборудования "по техническому состоянию". Оперативная диагностика агрегата №3 КС Тернополь (привод ГТНР-10 и нагнетатель 520-12-1) показала, что он находится в неудовлетворительном техническом состоянии. Отклонения фактических характеристик нагнетателя составили: для степени сжатия - до 4%, для политропного КПД - 22%, для приведенной относительной мощности - 16%, а фактическая мощность газотурбинного привода меньше номинальной на 9%. Первая версия программно-информационного комплекса оперативной диагностики технического состояния основного оборудования компрессорных станций внедрена в ООО "Волгоградтрансгаз" (г. Волгоград) и ООО "Уренгойгазпром" (г. Уренгой).

Создан программно-информационный комплекс "Каскад", который в отличие от многих известных комплексов, дает возможность оперативно рассчитать установившиеся режимы газотранспортных систем, используя предварительно им определенное фактическое техническое состояния основного оборудования. Для фрагмента ГТС Ямбургская-Сосновская было показано, что расхождение в расчете давления на выходе системы при использовании паспортных и фактических характеристик составляет почти 12%. Это подтверждает необходимость использования фактических характеристик для задач управления и планирования режимов транспорта газа.

Использование комплекса "Каскад" позволило также повысить эффективность функционирования систем газоснабжения за счет выбора режима транспорта газа с минимальными затратами газа на собственные нужды газотурбинных агрегатов. Суточная экономия топливного газа для фрагмента ГТС Ямбургская-Сосновская за счет перераспределения загрузки для 75 агрегатов составила 213,2 тыс. м3, что соответствует годовой экономии около 78 млн. м3 газа (89,7 тыс. т.у.т.). Для украинских ГТС обеспечение такого же уровня минимизации затрат газа на собственные нужды агрегатов может дать экономию приблизительно 100 млн. м3 газа (115 тыс. т.у.т.) в год.

Ключевые слова: математическая модель, система трубопроводного транспорта газа, техническое состояние оборудования, газотурбинный привод, центробежный нагнетатель, анализ режима функционирования.