Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Оптимизация и диагностирование параметров трубопроводного транспорта газа 14
1.1 Оптимальные параметры газопроводов 15
1.2 Основные задачи диагностирования параметров газоперекачивающих агрегатов 25
1.3 Автоматизация оперативного контроля параметров работы компрессорных станций 31
1.4 Применение вероятностно-статистических методов к решению задач диагностирования и оптимизации режимов работы газопроводов 36
Выводы по главе 43
ГЛАВА 2 Диагностирование режимов работы газоперекачивающих агрегатов 44
2.1 Влияния условий работы газоперекачивающих агрегатов на точность определения рабочей точки нагнетателя 44
2.2 Смещение рабочих точек параллельно работающих агрегатов 55
2.3 Влияние технического состояния газоперекачивающих агрегатов на режимы работы компрессорного цеха 63
2.4 Диагностирование осложненных режимов работы газоперекачивающих агрегатов 66
Выводы по главе 70
ГЛАВА З Оперативный контроль энергетической эффективности работы газотурбинных установок 71
3.1 Методы определения КПД газотурбинных установок ... 71
3.2 Методика определения коэффициента избытка воздуха 80
3.3 Повышение оперативности контроля КПД газотурбинных установок 91
Выводы по главе 95
ГЛАВА 4 Оптимизация режимов работы компрессорных станций при неполной загрузке газопровода 96
4.1 Статистические методы определения оптимальных параметров работы газоперекачивающих агрегатов 96
4.2 Применение методов самоорганизации для определения оптимальных параметров работы компрессорных станций 101
4.3 Оптимизация схемы компримирования компрессорных станций 105
4.4 Потенциал повышения энергоэффективности работы компрессорных станций 110
4.5 Методика проведения инструментальных обследований компрессорных станций 114
Выводы по главе 128
Основные выводы и рекомендации 129
Библиографический список использованной литературы
- Оптимальные параметры газопроводов
- Влияния условий работы газоперекачивающих агрегатов на точность определения рабочей точки нагнетателя
- Методы определения КПД газотурбинных установок
- Статистические методы определения оптимальных параметров работы газоперекачивающих агрегатов
Введение к работе
Газовая промышленность является одной из важнейших составных частей топливно-энергетического комплекса (ТЭК). «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.» предусматривает дальнейшее увеличение добычи газа, как для внутреннего потребления, так и для экспорта, интенсивную реализацию организационных и технологических мер по экономии топлива и энергии.
Основной объём российского газа в настоящее время добывается в Западной Сибири в удалении от потребителей. Затраты топливного газа на транспорт в настоящее время составляют 8,4% от объёма перекачиваемого газа на магистральных газопроводах (МГ) России. Расход топливного газа при поставках на экспорт примерно в 2 раза больше. Поэтому вопросы снижения расхода топливного газа и повышение экономической эффективности работы компрессорных станций имеют большое значение.
Одним из методов снижения расхода газа на собственные нужды компрессорных станций является оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов (ГПА). Задача оптимизации неразрывно связана с диагностированием режимов работы ГПА.
Режимы работы ГПА определяются как параметрами работы соответствующего компрессорного цеха (объем транспортируемого газа, степень повышения давления, температура окружающего воздуха и т.д.), так и техническим состоянием элементов ГПА. Условия работы компрессорных станций (КС) постоянно меняются в силу сезонных вариаций объема транспортируемого газа. Параметры технического состояния элементов ГПА также изменяются с течением времени. В настоящее время на КС, как правило, не организована комплексная оценка технического состояния ГПА. Поэтому при определении режимов работы ГПА техническое состояние их элементов не учитывается. Точ-
ность определения параметров работы ГПА определяет эффективность решения задачи оптимизации транспорта газа.
В связи с этим особое значение приобретают усилия, направленные на разработку надежных и достоверных методов диагностирования и оптимизации режимов работы ГПА.
Цель работы - разработка методов диагностирования, оперативного контроля и оптимизации режимов работы газоперекачивающих агрегатов, позволяющих повысить энергетическую эффективность работы компрессорных станций.
Задачи исследований
Исследование влияния условий работы ГПА на точность определения параметров нагнетателя.
Создание и апробация унифицированной методики оперативного контроля энергетической эффективности работы газотурбинных установок.
Разработка методов оптимизации режимов работы компрессорных станций на основе вероятностно-статистических методов с применением алгоритмов самоорганизации.
Оптимизация схемы работы ГПА при снижении производительности газопроводов.
Создание методики проведения инструментальных обследований ГПА для определения энергоэффективности работы компрессорных станций.
Методы решения задач
При решении поставленных задач и обработке промышленной технологической информации использовались вероятностно-статистические методы и методы теории самоорганизации.
Научная новизна 1. Показано, что в компрессорных цехах с параллельной обвязкой ГПА может наблюдаться неконтролируемое смещение параметров работы агрегатов, что приводит к увеличению расхода топливного газа.
Создана унифицированная методика определения коэффициента полезного действия газотурбинных установок на основе измерения параметров рабочего тела за силовой турбиной, позволяющая оперативно контролировать энергетическую эффективность работы ГПА с газотурбинным двигателем любого типа.
Разработан метод определения оптимальных параметров работы компрессорных цехов на основе алгоритмов самоорганизации.
На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, методы и практические рекомендации по диагностированию, оперативному контролю и оптимизации режимов работы ГПА.
Практическая ценность работы
Методика определения энергетической эффективности работы газотурбинных установок (ГТУ) по измерениям параметров рабочего тела за силовой турбиной применялась при проведении энергетических обследований компрессорных станций ООО «Баштрансгаз», ООО «Севергазпром» и энергоаудита ЛПУ МГ «Шаран» и ЛПУ МГ «Шемордан».
На основе проведенных исследований разработана «Временная методика определения энергетической эффективности работы газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом», рекомендованная ОАО «Газпром» к применению при проведении энергетических обследований ЛПУ МГ.
Апробация работы. Основные положения диссертации доложены и обсуждены:
на Межрегиональной научно-методической конференции «Проблемы нефтегазовой отрасли», декабрь 2000 г.;
Научно-практической конференции «Энергосбережение в РБ», декабрь 2001 г.;
53-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, УГНТУ, апрель 2002 г.
Всероссийской конференции «Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения», Н. Новгород, октябрь 2002г.;
Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт - сегодня и завтра» УТНТУ ноябрь 2002г.;
4-м конгрессе нефтегазопромышленников России, Уфа 2003 г.
- 3-м Российском энергетическом форуме, Уфа, 2003 г.
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 13 работ, в том числе 3 статьи, 9 тезисов докладов на научно-технических конференциях, 1 нормативный документ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, содержит 145 страниц машинописного текста, в том числе 14 таблиц, 40 рисунков, библиографический список использованной литературы из 168 наименований и одного приложения.
Краткое содержание работы
Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи исследования.
Первая глава диссертации посвящена исследованию известных методов диагностирования, оперативного контроля и оптимизации режимов работы компрессорных станций и газоперекачивающих агрегатов.
В первом разделе дается обзор методов оптимизации трубопроводного транспорта газа. Оптимальные параметры газопроводов и компрессорных станций изменяются в результате сезонной вариации объемов транспортируемого газа, а также изменения технического состояния оборудования компрессорных цехов. Задача оптимального управления транспортом газа в настоящее время полностью не решена. Естественным критерием управления транспортом газа является минимум суммарных затрат на перекачку. Так как система газопроводов является единой, то для решения задачи оптимального управления газопро-
водной системы необходимо использовать теорию сложных динамических систем. Однако, устойчивость решения задачи управления существенно зависит от размерности (числа параметров) задачи. Общее число параметров, определяющих работу всей газопроводной системы, составляет десятки тысяч параметров. Поэтому решение единой оптимизационной задачи управления транспортом газа невозможно. При анализе сложных динамических систем широкое распространение получил метод разделения системы по типам движения. Этот подход реализован и в схеме управления транспортом газа. Общий критерий оптимизации разбит на несколько частных критериев, которые определяют режимы работы газопроводов и компрессорных цехов. Используемые в настоящее время критерии оптимальности не учитывают техническое состояние элементов ГПА.
Многолетний опыт эксплуатации газотранспортных систем показывает, что оптимизация режимов работы ГПА и вспомогательного оборудования КС невозможна без организации и использования службы диагностики ГПА. Основные методы диагностирования технического состояния газоперекачивающих агрегатов рассмотрены во втором разделе главы. Разработке методов и средств оценки технического состояния ГПА посвящены работы Байкова И.Р., Баркова А.В., Бесклетного Н.Е., Будзуляка Б.В., Гольянова А.И., Зарицкого СП., Ильина В.А., Казаченко А.Н., Калинина М.А., , Камардинкина В.П., Китаєва СВ., Крейна А.З., Микаэляна Э.А., Никишина В.И., Поршакова Б.П., Райнова Б.М., Смородова Е.А., Смородовой О.В., Седых А.Д., Тихонова А.Д., Тухбатулина Ф.Г., Усошина Ю.С. На основании проведенного сравнительного анализа методов диагностирования (трибодиагностики, вибродиагностики и параметрической диагностики) технического состояния элементов ГПА сделан вывод, что для анализа режимов работы и энергетической эффективности ГПА наиболее предпочтительными являются методы параметрической диагностики.
В третьем разделе проводится анализ современных автоматизированных систем оперативного контроля параметров работы ГПА. Анализ конкретных систем, установленных на компрессорных станциях, показал, что современные
автоматизированные системы позволяют производить оперативный контроль параметров работы ГПА в режиме реального времени. Однако, в настоящее время в недостаточной степени используются современные методы обработки баз данных информационно-измерительных систем для определения показателей технического состояния и энергетической эффективности ГПА.
Четвертый раздел главы посвящен исследованию возможности применения вероятностно-статистических методов для определения оптимальных параметров работы компрессорных станций. Разработке статистических моделей в трубопроводном транспорте нефти и газа посвящены работы Мирзаджанзаде А.Х., Байкова И.Р., Галлямова А.К., Гольянова А.И., Гумерова А.Г., Зарицкого СП., Шаммазова A.M. и многих других. Одним из условий построения статистических моделей является достаточная вариация основных параметров изучаемого процесса. Поэтому был проведен статистический анализ вариации параметров работы компрессорных цехов ОАО «Газпром». Анализ показал, что основные параметры работы компрессорных цехов (объем транспортируемого газа, давление на входе и выходе КС, степень повышения давления на КС и т.д.) варьируется в больших пределах. В связи с этим статистическая информация о параметрах работы различных компрессорных цехов может быть положена в основу разработки статистических моделей оптимизации параметров трубопроводного транспорта.
Во второй главе рассматриваются вопросы диагностирования режимов работы ГПА. В первом разделе проводится анализ различных методов определения режимов работы ГПА на основе теории ошибок и критериев согласия для проверки статистических гипотез. Режим работы ГПА наиболее точно определяется по измерениям расхода транспортируемого газа. Однако в настоящее время не ведется учет расхода магистрального газа по каждому ГПА.
Методы определения рабочей точки нагнетателя по его характеристикам (степени сжатия, мощности) менее надежны. Точность этих методов значительно снижается при работе ГПА в неноминальных режимах. Рассматриваемые
методы основываются на паспортных характеристиках нагнетателя и двигателя. Соответствие паспортных характеристик реальным зависит от технического состояния соответствующих элементов ГПА. Так как при определении рабочей точки нагнетателя не учитывается техническое состояние элементов ГПА, рассматриваемые методы могут давать смещенную оценку параметров.
Точность определения параметров работы ГПА имеет особое значение при согласовании режимов параллельно работающих агрегатов. Несовпадение характеристик может быть причиной существенного сдвига рабочих точек агрегата. Исследованию этого эффекта посвящен второй раздел главы. Под сдвигом (смещением) рабочих точек понимается отклонение параметров работы нагнетателя от расчетных значений.
В третьем разделе главы проводится анализ причин различия в энергетических КПД параллельно работающих агрегатов. Показано, что основной причиной различия КПД параллельно работающих агрегатов является плохое техническое состояние компрессора и регенератора одного из агрегатов.
Таким образом, несогласованность характеристик нагнетателя в основном обусловлена отличием КПД ГТУ. Поэтому для оперативного контроля и регулирования параметров работы ГПА необходим постоянный оперативный контроль энергетического КПД ГТУ всех работающих агрегатов.
В последнем разделе главы показано, что контроль содержания кислорода в уходящих газах позволяет диагностировать осложненные режимы работы ГПА.
Третья глава посвящена разработке унифицированной методики оперативного контроля энергетической эффективности работы ГТУ. В постановке задачи были сформулированы следующие требования:
методика должна быть применима ко всем типам ГПА с газотурбинными двигателями;
методика не должна опираться на характеристики ГТУ, которые могут изменяться во время эксплуатации;
методика должна позволять повышать точность определения энергетической эффективности с увеличением объема измерений;
методика должна позволять контролировать энергетическую эффективность работы ГТУ в реальном масштабе времени с учетом конкретных режимов эксплуатации.
Требования 1 и 2 невозможно обеспечить, используя паспортные характеристики ГТУ. Поэтому в основу методики положены основные термодинамические принципы работы ГТУ. В первом разделе главы разработана унифицированная методика определения КПД ГТУ, основанная на измерении параметров рабочего тела за силовой турбиной. Одним из основных параметров рабочего тела ГТУ является коэффициент избытка воздуха, который может быть определен на основании измерения содержания кислорода в уходящих газах. Методике определения указанного параметра посвящен второй раздел главы. Для большинства ГТУ единичное измерение не позволяет получить достаточно точную оценку КПД ГТУ. Поэтому для получения достаточно точного значения КПД ГТУ необходимо проведение серии измерений. Возможность повышения точности метода при проведении дополнительных измерений основана на случайном характере ошибок измерения и отсутствии систематических ошибок. Отсутствие систематических ошибок является основой для применения рассматриваемой методики. Поэтому в работе уделено большое внимание контролю смещения показаний датчика кислорода.
Необходимость проведения серии измерений для получения достаточно точной оценки КПД ГТУ ограничивает возможность применения разработанного метода для оперативного контроля энергетической эффективности ГТУ в реальном масштабе времени. Для применения метода в оперативном контроле работы ГТУ необходима установка на каждом ГТУ стационарных приборов контроля содержания кислорода в уходящих газах. Это требует существенных финансовых затрат. Поэтому третий раздел главы посвящен исследованию воз-
можности применения разработанных методик для оперативного контроля энергетической эффективности ГТУ.
Разработанная методика была апробирована при проведении энергетических обследований различных ЛПУ МГ ОАО «Газром» на агрегатах ГТН-6, ГТ-6-750, ГТК-10-4, ГПА-10 «Волна», ГПА-12 «Урал», ГПА-16 «Урал», ГПА-16 МЖ, ГТН-25, ГТНР-25И. Во всех случаях методика позволила определить КПД ГТУ.
Четвертая глава диссертации посвящена возможности применения вероятностно-статистических методов для оптимизации трубопроводного транспорта газа. В первом разделе главы рассматриваются особенности применения вероятностно-статистических методов (корреляционного и регрессионного анализа) для определения оптимальных режимов работы ГПА. Основой применения вероятностно-статистических методов является независимость измерений. Однако, энергетическая эффективность не может быть определена на основе прямых измерений. Косвенные измерения энергетической эффективности могут приводить к ошибочным статистическим выводам. В работе даны четкие критерии для обеспечения достоверности статистических выводов об энергоэффективности работы ГПА.
Второй раздел главы посвящен определению оптимальных параметров работы компрессорных цехов. Основой для анализа являются фактические данные по работе четырех последовательно работающих компрессорных станций двухниточного газопровода давлением 7,5 МПа. На основании проведенных исследований показано, что оптимальные параметры работы КС соответствуют номинальным режимам эксплуатации соответствующего оборудования. Каза-ченко А.Н., Никишиным В.И., Поршаковым Б.П. было доказано, что необходимая для транспортировки газа политропная работа существенно уменьшается при снижении средней степени повышения давления на каждой КС. Однако, указанный результат получен без учета эффективности работы соответствующего оборудования. Как показали проведенные исследования, эффект сниже-
ния политропной работы при уменьшении степени сжатия нивелируется снижением эффективности работы ГПА.
В рассмотренных ЛПУ применяется как одноступенчатая, так и двухступенчатая схема компримирования. При двухступенчатом компримирование, проектная степень повышения давления нагнетателя составляет 1,22...1,28. Поэтому при отключении одной ступени компримирования произойдет снижение степени повышения давления без снижения эффективности работы оборудования. В результате может быть предложена схема последовательного включения КС с различной степенью повышения давления в зоне оптимального режима эксплуатации оборудования КС. Указанная схема может применяться в период снижения объемов перекачки газа (летний период). Эффективность применения этого метода исследована на примере работы одной из КС. Показано, что изменение схемы компримирования позволяет экономить до 36% топливного газа.
Четвертый раздел главы посвящен вопросам определения потенциала повышения энергетической эффективности работы компрессорных станций. Определение этого показателя имеет особое значение при проведении энергетических обследований ЛПУ МГ.
В последнем разделе даны конкретные рекомендации по проведению инструментальных обследований компрессорных станций.
Оптимальные параметры газопроводов
Основные параметры действующих газопроводов определялись на основе критерия минимума приведенных затрат [5, 6, 124, 135, 136]. S = KE + 3 (1.1) где S - приведенные годовые затраты, К — капитальные затраты, Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, Э - эксплуатационные расходы. При этом плановым заданием является объем перекачки. Поэтому минимум функции (1.1) находится при условии фиксированного объема перекачки. В результате решения задачи минимизации (1.1) можно определить диаметр трубопровода D, рабочее давление рь степень сжатия ГКС є, расстояние между компрессорными станциями L, число параллельных ниток газопровода п. Следует отметить, что многие из перечисленных выше параметров могут принимать только ряд дискретных значений, определяемых особенностью технологии производства соответствующих конструкций (труб, ГПА). Поэтому в настоящее время при проектировании газопроводов рассматривают несколько альтернативных решений.
Существующая система магистрального транспорта газа по давлению разбивается на два класса - с рабочим давлением 5,5 МПа и 7,5 МПа [70]. Используемые диаметры труб могут принимать следующий набор значений: 700, 800, 1000, 1200, 1400 мм. При определении степени сжатия компрессорных станций рассматривают, как правило, два варианта: одноступенчатое компримирование со степенью сжатия 1,44...1,61 и двухступенчатое компримирование со степенью сжатия в одной ступени 1,21...1,27. Исключение составляют до-жимные компрессорные станции (ДКС), на которых используется многосту 16 пенчатое компримирование. На основании полученных параметров подбирают конкретное оборудование компрессорных станций [53]. Основным видом оборудования компрессорных станций является газоперекачивающий агрегат. В настоящее время используются агрегаты с приводом от газотурбинных установок и электродвигателей. Выбор конкретного вида привода осуществляется на основе технико-экономических расчетов [20]. Наибольшее распространение получили ГПА на основе газотурбинных установок [18, 52, 89, 92]. Проектирование ГТУ осуществляется на основе термодинамического расчета [22, 23, 138]. Особенности выбора ГПА с газотурбинным приводом рассмотрены в [86, 95, 112, 116]. В зависимости от выбранного типа двигателя и схемы компримиро-вания подбирается конкретный тип нагнетателя и количество ГПА. Расчет нагнетателей осуществляется на основе термодинамики сжатия природного газа и характеристик нагнетателя [45, 46].
В процессе эксплуатации объемы перекачки газа изменяются. В результате меняются оптимальные параметры работы газопроводов. Кроме того, режимы работы газопроводов не являются стационарными. Расчет реальных режимов неизотермических магистральных газопроводов рассмотрен в [21, 35, 55, 60]. Анализ влияния режимов работы газопроводов на технико-экономические показатели рассмотрены в [85, 91]. Влияние сезонных изменений производительности газопровода на энергетические показатели рассмотрены в [103, 115]. В [99] исследована чувствительность газотурбинных установок к температуре наружного воздуха.
Энергетическая эффективность транспорта газа зависит как от состояния внутренней поверхности трубопровода [44], так и от работы компрессорных станций [7, 54, 96, 147]. Эффективность работы КС существенно зависит от эффективности работы энергопривода [90, 100, 101, 114] и, в частности, от его— мощности [84, 103]. Системный подход к энергосбережению при развитии газотурбинных технологий рассмотрен в [47, 97]. Современные КС являются достаточно сложными инженерно-техническими сооружениями, включающими в себя несколько цехов ГПА. Как правило, каждый цех КС обслуживает одну нитку газопровода и включает в себя несколько ГПА с параллельным и последовательным соединением. Из-за технологических соображений транспорта газов компрессорные цеха могут быть соединены специальными перемычками на входе и выходе станции. В результате, ГПА нельзя рассматривать как изолированные объекты.
Типовая технологическая обвязка компрессорного цеха предназначена для обеспечения приема на станцию транспортируемого по газопроводу технологического газа, его очистки от механических примесей и капельной жидкости в специальных пылеуловителях и фильтр- сепараторах, распределения потоков газа по газоперекачивающим агрегатам с обеспечением их оптимальной загрузки, возможности охлаждения газа после его компримирования перед подачей в газопровод, вывода цеха для работы на «станционное кольцо» при пуске и остановке, а также транзитного прохода транспортируемого газа по магистральному газопроводу, минуя КС. Кроме того, технологическая обвязка компрессорного цеха должна обеспечивать возможность сброса газа в атмосферу из всех его технологических газопроводов через специальные свечные краны.
В зависимости от типа центробежных нагнетателей, используемых на КС, различают две принципиальные схемы обвязок ГПА: - схему с параллельной, коллекторной обвязкой, характерную для полнонапорных нагнетателей; - схему с последовательной обвязкой, характерную для неполнонапорных нагнетателей.
Полнонапорные нагнетатели. Проточная часть этих нагнетателей сконструирована таким образом, что позволяет при номинальной частоте вращения ротора создать степень сжатия до 1,45...1,50, определяемую расчетными проектными давлениями газа на выходе компрессорной станции.
Влияния условий работы газоперекачивающих агрегатов на точность определения рабочей точки нагнетателя
Основными параметрами работы ГПА являются производительность ГПА, мощность на валу центробежного нагнетателя, политропный КПД нагне тателя и эффективный КПД ГТУ [70]. В настоящее время не ведется постоян ный контроль этих параметров. Мощность на валу ГПА определяется только во время специальных обследований. Причем отсутствует возможность непосред ственного измерения этого параметра. КПД агрегата определяется как отноше ние политропной работы нагнетателя к энергии сгоревшего топлива. Без учета л механических потерь в подшипниках нагнетателя КПД агрегата можно пред ставить в виде: Ne ЧгПА=Лпол —= Лпол Ч; (2-І) где Ne - мощность на валу ЦБН, q - удельная теплота сгорания топливного газа, G-гг - расход топливного газа, тіпол — политропный КПД нагнетателя, rj - эффективный КПД ГТУ. Из соотношения (2.1) видно, что для определения КПД ГПА необходимо определить КПД ГТУ и политропный КПД ЦБН. В свою очередь для определения КПД газотурбинной установки необходимо произвести одновременные измерения расхода топливного газа и мощности ГТУ.
Основные параметры нагнетателя (производительность, частота вращения вала, мощность, степень сжатия, политропный КПД) связаны между собой функциональными зависимостями (характеристиками нагнетателя). Основными характеристиками нагнетателя являются Ne(Q,n), e(Q,n) и rn w(Q n)- Как прави ло, указанные зависимости представляются для приведенных величин ппр, Qnp, Nenp. На рисунке 2.1 представлены приведенные характеристики нагнетателя ЦН-370-18-1. Непосредственно по характеристике нагнетателя (рисунок 2.1) определяется политропный КПД нагнетателя.
Однако, на пологом участке кривой E(Q, П) погрешность определения рабочей точки достаточно высока. Фактическая величина є определяется по формуле (2.2). В соответствии с ГОСТ Р-50.1.025-2000 абсолютная погрешность определения є составляет: где Др - абсолютная погрешность, 8р — относительная погрешность определения давления. В (2.9) предполагается, что относительные погрешности определения давления на входе и выходе нагнетателя приблизительно равны. При 8р = 0,005; е=1,4 из (2.9) получаем, что абсолютная погрешность определения є составит Ає=0,01. Тогда интервальная оценка составит (є ± 2 Ає). Из рисунка (2.1) видно, что интервал 2 Дє = 0,02 целиком содержит кривую e(Q) для Q QonT.
Таким образом, определение рабочей точки по характеристике e(Q,n) может приводить к существенным погрешностям в определении параметров ГПА. Кроме того, в процессе эксплуатации характеристики нагнетателя изменяются. Существенным изменениям подвержена характеристика s(Q, п) [70]. Поэтому данный метод может приводить к смещенной оценке определения мощности, а следовательно, и КПД ГПА.
Рабочую точку ЦБН можно также определять по характеристике, отражающей изменение приведенной мощности от приведенного расхода (рисунок 2.1). В этом случае необходимо иметь надежный метод определения мощности на валу ЦБН. Общая мощность на валу ЦБН есть полезная мощность газотурбинной установки. Она может быть определена по паспортным характеристикам ГТУ. В частности, для установок типа ГТК - 10-4 по характеристике турбины (рисунок 2.2) и степени расширения в турбине &г находится параметр мощности Б [122].
Мощность на валу ГПА (МДж) определяется по формуле: Ne=10-B.pTHfl.,/tTM+273, (2.10) где ртнд, нд - давление и температура за турбиной низкого давления (ТНД). На входе в турбину высокого давления непосредственные измерения давления, как правило, не производятся из-за высокой температуры рабочего тела. Поэтому давление на входе в турбину (ртвд) определяется на основе измерения давления на выходе из компрессора (рк).
Данный метод использует паспортные характеристики ГТУ, которые в процессе эксплуатации могут изменяться. Поэтому величина, полученная по формуле (2.10), может иметь систематическую ошибку, зависящую от технического состояния элементов ГТУ. Причем на величину смещения влияет как техническое состояние самой турбины (измерение зависимости Б(є)), так и техническое состояние регенератора (зависимость величины К от состояния внутренней поверхности регенератора). Смещенная оценка мощности в формуле (2.10) приведет к смещенной оценке рабочей точки ГПА.
Зависимость ошибки определения мощности от технического состояния соответствующих элементов ГПА должна отразиться на законе распределения ошибок. Так как истинные значения мощности неизвестны, мы не можем проанализировать статистическое распределение ошибок соответствующего мето да. Однако, можно проанализировать статистическое распределение отклонений мощности, полученной двумя способами.
По измерениям параметров ГПА с газотурбинными установками ГТК-10-4 определялась мощность двумя способами (по характеристике нагнетателя и характеристике ГТУ). Всего было обследовано 46 агрегатов. На рисунке 2.3 представлена гистограмма соответствующих отклонений мощности.
Гистограмма Гипотеза о нормальном законе распределения отклонений была отвергнута. Проверка проводилась по критерию Пирсона [41]. Таким образом, случайные ошибки измерения не являются единственной причиной несоответствия оценок мощности разными методами. Как уже отмечалось, оба метода определения мощности могут приводить к смещенной оценке. Величина смещения зависит от технического состояния ЦБН и элементов ГТУ. Полученный результат является косвенным подтверждением неадекватности методов.
Следует отметить, что при наличии прямых измерений расхода топливного газа полезную мощность на валу ЦБН можно определить через эффективный КПД ГТУ. Методы определения КПД ГТУ рассмотрены в следующей главе.
Методы определения КПД газотурбинных установок
Изменение энтальпии рабочего тела в соответствующей точке ГТУ (компрессор, турбина, регенератор) определяется по разности соответствующих температур и средней величине теплоемкости рабочего тела (воздуха или уходящих газов). AiT=c7-(tI2) Aip=v(tp2pl), (3.8) Aiy S ko) Аікс=с ( і-0 где ск,ср,ст,с с - средние теплоемкости воздуха в компрессоре и регенераторе, рабочего тела соответственно в турбине, за турбиной и в камере сгорания (здесь и далее используются изобарные теплоемкости); to - температура наружного воздуха; ti, її- температура рабочего тела на входе и выходе из турбины соответственно; tpi, tP2 - температура воздуха на входе и выходе из регенератора; t4 - температура воздуха за компрессором; tKC - температура воздуха на входе в камеру сгорания. В формуле (3.6) учтено, что подогрев воздуха в компрессоре в зимнее время осуществляется отводом воздуха из компрессора или регенератора.
Следует отметить, что в соотношениях (3.4), (3.6) Кух- включает в себя долю энергии, уносимую уходящими газами и тепловые потери в регенераторе. Для анализа различных видов потерь необходимо определить отдельно тепловые потери в регенераторе Кр и энергию, уносимую уходящими газами К0. Последняя величина может быть определена по измерению температуры уходящих газов за регенератором (tpr). K0 -m + l) -(tpr 4 (3.9) q где с -средняя теплоемкость уходящих газов за регенератором. Тогда тепловые потери в регенераторе составят: Кр=К -К0, (3.10) Механические потери в подшипниках турбины и компрессора определяются по формулам:
Таким образом, при наличии измерений температуры по тракту ГТУ формула (3.6) с учетом (3.8) позволяет непосредственно определить КПД установки. Однако, в формуле (3.6) присутствуют величины (механический КПД компрессора и турбины, КПД камеры сгорания), которые не определяются на основе прямых измерений. Кроме того, в соотношение (3.8) входят усредненные по сечению тракта температуры рабочего тела. Получаемые на основе прямых измерений величины относятся к конкретной точке и могут существенно отличаться от средней величины. В результате мы получаем дополнительную погрешность прямых измерений. Причем эта погрешность может существенно превышать погрешность приборов измерения. В качестве примера на рисунке 3.1 представлено распределение температуры уходящих газов по сечению газохода за регенератором.
Как видно из рисунка, вариация температуры по сечению газохода составляет порядка 25С. Соответственно погрешность определения энергии уносимой уходящими газами (3.6), может превышать 10%. Для уменьшения погрешности рассматриваемого типа производят одновременное измерение параметра в разных точках потока с дальнейшим осреднением результата. Однако, и в этом случае погрешность измерений известна недостаточно точно. Таким образом, паспортные значения погрешностей приборов являются нижней оценкой погрешности прямых измерений.
Неравномерность поля температур на рисунке 3.1 связана с влиянием регенератора на температуру уходящих газов в газоходе. Однако, большая неравномерность поля температур наблюдается и на входе в турбину. В частности, в таблице 3.1 представлены показания штатных термопар, установленных на входе в турбину низкого давления (на выходе из ТВД) для двух агрегатов «Урал» мощностью 12 МВт. Во время измерений режим работы агрегатов не менялся.
Как видно из таблицы, среднеквадратическое отклонение показаний различных термопар составляет (30-40 J С. Следует отметить, что данные таблицы 3.1 получены по усредненным по времени показаниям термопар (10 показаний в течение 30 мин.). Причем разброс показаний для каждой термопары не превышал 2 С. Таким образом, нестационарность температур существенно меньше, чем неравномерность распределения температуры по сечению газохода. При условии, что распределение показаний термопар является нормальным и дает несмещенную оценку средней по сечению температуры, погрешность оп 2-а ределения этой величины составит (для уровня значимости 0,95) ,—-- « 20С, Vn-1 где от - среднеквадратическое отклонение показаний термопар, п - число термопар. Таким образом, даже при сделанных предположениях погрешность измерения средней температуры достаточно высока. Кроме того, вопрос о законе распределения требует специального изучения.
Статистические методы определения оптимальных параметров работы газоперекачивающих агрегатов
Для снижения энергозатрат необходимо диагностировать основные параметры, определяющие эффективность работы ГПА. Эффективными методами решения указанной задачи являются вероятностно-статистические методы. Статистические модели по сравнению с аналитическими позволяют учесть большое число факторов [1, 24, 32, 33, 41,141]. Однако применение вероятност 97 но-статистических методов накладывает достаточно жесткие ограничения на измерения параметров. В частности, при изучении корреляционных и регрессионных зависимостей между двумя параметрами необходимо, чтобы измерения указанных параметров были независимыми. Следует отметить, что не существует прямых методов определения энергетической эффективности работы ГПА. Любой из показателей работы ГПА (КПД нагнетателя, КПД ГТУ и т.д.) является результатом косвенного измерения. В соответствии с ГОСТ Р 50.1.025 косвенное измерение это измерение, при котором искомое значение величины находят на основании известной зависимости между этой величиной и величинами, подвергаемыми прямым измерениям.
Предположим, что на основе прямых измерений получены параметры Аь Ві, Сі ... А2, В2, С2. Параметры Ъ\ и Z2 определяются по известным зависимостям Z,=f,(A„B„C„...), (4.1) где і = 1,2. Тогда измерения Ъ\ и Z2 будут независимыми только в том случае, если независимы соответствующие наборы прямых измерений. В частности, среди указанных наборов прямых измерений не должно быть общих параметров.
Следует отметить, что формальное применение статистических методов без соблюдения независимости косвенных измерений может привести к неверным выводам. В качестве иллюстрации рассмотрим анализ зависимости КПД ГПА от полезной мощности ГТУ. На рисунке 4.1 представлена указанная формальная зависимость, полученная на основании инструментальных обследований одной из КС. Причем коэффициент согласия для линии тренда достаточно высокий (R=0,89).
Аналогичная зависимость КПД от общей мощности ГПА представлен на рисунке 4.2. Коэффициент согласия также достаточно высокий (R=0,76). Следует отметить, что зависимости рисунков (4.1) - (4.2) - существенно различны. Так как номинальная полезная мощность ГПА составляет 10 МВт, то зависи мость рисунка 4.1 отражает реальное снижение КПД ГПА при отклонении параметров ее работы от номинальных. Зависимость рисунка 4.2 явно противоречит общей тенденции зависимости энергетической эффективности работы ГПА от отклонений ее параметров от номинальных значений.
Следует отметить, что КПД ГПА определялись по соотношению (2.1). Поэтому графики рисунков 4.1...4.2 являются формальным отражением соотношения (2.1) и не могут рассматриваться как реально установленные статистические зависимости. В данном случае явно нарушен принцип независимости измерений. Таким образом, соблюдение требования независимости измерений является основой для получения достоверных статистических выводов. Следует отметить, что указанное требование достаточно сложно выполнить, используя паспортные характеристики ГПА и его элементов. В частности, параметры работы компрессора, мощность ГТУ, температура перед ТВД определяются по паспортным характеристикам. Причем в расчетах указанных параметров всегда присутствует степень сжатия в компрессоре. Следовательно, при определении указанных параметров по паспортным характеристикам ГТУ не имеет смысла применять статистические методы. Для анализа взаимосвязи указанных параметров статистическими методами необходимы независимые измерения соответствующих параметров.
В качестве примера корректного применения статистических методов для анализа энергетической эффективности работы ГТУ рассмотрим влияние степени повышения давления в компрессоре на КПД ГТУ типа ГТН-6. Для получения корректных результатов метод определения КПД не должен содержать степень повышения давления в качестве одного из параметров. В частности, неприменим метод, основанный на определении мощности ГТУ по формуле (2.10), так как параметр мощности непосредственно определяется по степени повышения давления. В данном случае наиболее корректно применять метод баланса относительных потерь.
