Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Методы определения энерготехнологичрских характеристик газоперекачиваю щих агрегатов 10
1.1. Анализ существующих методов определения выходных показателей газотурбинного привода 11
1.2. Определение мощности газотурбинного привода с помощью измерителя крутящего момента 22
1.3. Использование линеаризованных зависимостей рабочих процессов газотурбинного двигателя в численном виде 29
ГЛАВА 2. Линеаризованные зависимости в диагно стировании проточной части газотурбин ных установок 34
2.1. Методология построения диагностических моделей с использованием метода малых отклонений 35
2.2. Апробация методик на эксплуатационных данных 56
2.3. Применение методики для определения энерготехнологических характеристик газотурбинных установок 62
ГЛАВА 3. Гюузловое диагностирование газотурбинных установок 71
3.1. Особенности стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов как объекта поузлового диагностирования 71
3.2. Метод последовательного газодинамического расчета газотурбинных установок 75
3.3, Диагностические модели в лоузловом диагностировании ГТУ 87
3.4 Методология проведения работ по поузловому диагностированию 99
Основные результаты и выводы 106
Список использованной литературы
- Анализ существующих методов определения выходных показателей газотурбинного привода
- Использование линеаризованных зависимостей рабочих процессов газотурбинного двигателя в численном виде
- Методология построения диагностических моделей с использованием метода малых отклонений
- Особенности стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов как объекта поузлового диагностирования
Введение к работе
В последнее время непрерывно возрастает роль природного газа как одного из главных и перспективных источников энергообеспечения промышленности Российской Федерации (РФ). Учитывая, что на территории России сосредоточено треть мировых запасов природного газа, можно утверждать, что природный газ в обозримом будущем останется одним из важнейших видов уникального топлива и химического сырья для потребления и реализации не только внутри страны, но и за ее пределами.
Если дополнительно учесть значительно меньшую себестоимость добычи и транспорта газа по сравнению с недавно традиционными видами топливного сырья (уголь, нефть), отнесённую к единице получаемой энергии, а также неудобство его замещения другими видами топлива в целом ряде отраслей, то преимущества газа будут ещё более очевидны.
К настоящему времени Западная Европа более чем на 25% свои потребности в энергоресурсах покрывает за счёт российского газа, и свыше 50% территории России и государств бывшего СССР используют в качестве основного промышленного и бытового топлива природный газ, добываемый преимущественно в северных районах Тюменской области (СРТО), Ямало-Ненецком национальном округе, а также в Туркмении, Узбекистане, Казахстане. Для расширения возможностей экспорта природного газа из России в дополнение к существующим газовым коридорам в 2002г. через Украину построена система газопроводов «Голубой поток» через Чёрное море в Турцию; сооружён газопровод через территорию Беларуси и Польши в Германию. Протяжённость газопроводов Единой системы газоснабжения (ЕСГ), включающей кроме магистральных газопроводов России и стран СНГ сеть газопроводов стран Западной Европы, составляет в однониточном исполнении свыше 158 тыс. км; количество установленных газоперекачивающих агрегатов (ГПА) всех типов - свыше 4 тыс.; суммарная установленная мощность -более 44 млн. кВт.
Нельзя не отметить, что природный газ, добываемый в России, не только экспортируется, но и потребляется в значительной степени внутри страны. Самым крупным потребителем природного газа в Российской Федерации является современная электроэнергетика. Доля теплоэлектростанций (ТЭС) РФ в общем потреблении природного газа снизилась с 44 % в 1990 г, до 38 % в 2003 г. (2003 гЛ990 г, -86 %). Расход природного газа на ТЭС РФ в 1990-2003 гг. находился в интервале 132-179 млрд мэ. С 1990 по 1998 г. расход природного газа на ТЭС уменьшился с 179 до 132 млрд м3 (1998 Г./1990 г. -74 %), а с 1998 по 2003 г. увеличился с 132 до 144 млрд м3 (2003 vJ 1990 г.-80%) [40].
В силу географической особенности российских газотранспортных систем (большая протяжённость газопроводов от мест добычи до регионов интенсивного газопотребления) транспорт газа по ним сопровождается большими затратами па так называемые «собственные нужды». Учитывая, что в отрасли добывается немногим более 540 млрд. м3 газа в год, а основные газовые месторождения уже в значительной степени выработаны (на большинстве месторождений - падающая добыча), освоение газовых месторождений на море требует огромных капиталовложений, проблема энергосбережения в отрасли приобретает особое значение [52].
В связи с появившейся проблемой был принят Закон РФ «Об энергосбережении» и вслед за ним ряд директивных документов федерального и отраслевого уровня, направленных на энергосбережение. На основе этих документов в ОАО «Газпром» была разработана «Программа энергосбережения ОАО «Газпром», которая сформировала основные задачи и направления энергосбережения в транспорте газа. Мероприятия по экономии топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в транспорте газа реализуются на стадии проектирования, реконструкции и эксплуатации газопроводов.
На стадии проектирования и строительстве газопроводов можно обозначить четыре основных направления энергосбережения: повышение давле-
ния а газопроводе, применение высокоэкономичных ГПА, применение труб с внутренним гладкостным покрытием, а также совершенствование методов проектирования газопроводов.
В целом, повышение рабочего давления позитивно сказывается на экономических показателях работы газопровода; снижаются расход газа на собственные нужды, капитальные и эксплуатационные затраты, а также тариф на транспорт газа. С точки зрения энергосбережения наиболее выгодным вариантом при строительстве газопровода является рабочее давление 9,8 МПап так как при этом происходит значительное снижение расхода газа на собственные технологические нужды и соответственно снижение эксплуатационных затрат. Сравнивая варианты строительства газопроводов с давлениями 11,8 МПа и 9,8 МПа годовые эксплуатационные затраты во втором случае ниже на 5 % по отношению к первому варианту. Использование ГПА повышенной экономичности приводит к снижению удельного расхода топлива пропорционально увеличению КПД привода и соответственно к снижению эксплуатационных затрат.
На стадии эксплуатации газопроводов планируется применять следующие энергосберегающие мероприятия [52]:
оптимизацию технологических режимов газопроводов с применением современных программно-вычислительных комплексов;
мероприятия по техническому обслуживанию и ремонту оборудования КС и газопроводов, включая очистку полости труб, замену запорной арматуры, использование передвижных компрессорных установок для перекачки газа из ремонтируемых участков в действующие и др.
Эффективность работы ГПА определяется их техническим состоянием, организацией системы компримирования на компрессорных станциях (КС) и режимами работы ГПА. Оптимизация работы линейных участков магистральных газопроводов (МГ) зависит и от оптимизации режимов работы КС в составе МГ, и от оптимизации режимов работы ГПА в составе компрессор-
7 ных цехов. Причем оптимизация должна осуществляться не по паспортным
(постоянным) характеристикам, а по индивидуальным характеристикам агрегатов, полученным по результатам диагностирования. Решение этой задачи невозможно без применения методов термогазодинамической диагностики для постоянного контроля технического состояния ГПА. Причем, именно оптимизация режимов работы ГПА с учетом их технического состояния и предопределяет высокую экономическую эффективность работы компрессорных цехов (КЦ), КС и МГ.
К настоящему времени накоплен достаточно большой опыт разработки и внедрения различных методов технической диагностики, в т.ч. параметрического диагностирования, ГПА. В то же время комплєксеюй работы по оценке принципов построения, погрешности расчета, требуемого объема и точности измеряемых параметров, целесообразной области применения методов определения технического состояния и технологических параметров ГПА не проводилось. Даже предварительное рассмотрение указанной проблемы свидетельствует о необходимости дальнейших исследований с целью разработки методик, отвечающих требованиям отраслевой системы диагностического обслуживания оборудования КС, позволяющим получить информацию о техническом состоянии основных узлов газотурбинных установок (компрессор, камера сгорания, регенератор, турбина высокого давления и др.) для эффективного планирования объёма и сроков предстоящего ремонта, а также более полного восстановления характеристик газотурбинной установки (ГТУ) в процессе самого ремонта.
Необходимость разработки таких методов именно для стационарных газотурбинных ГПА (ГГПА) обусловлена как тем, что в газотранспортной системе нашей страны используется около 80% газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом (из них порядка 25% стационарных агрегатов), так и тем, что восстановительный ремонт стационарных ГГПА (в отли-
8 чиє от авиационных и судовых агрегатов, ремонтируемых на заводах-изготовителях) производится непосредственно в условиях КС.
Все это свидетельствует об актуальности темы исследования как с теоретической, так и с практической точек зрения.
Целью диссертационной работы является разработка методов
поузлового диагностирования стационарных газотурбинных
газоперекачивающих агрегатов, позволяющих снизить энергозатраты на транспорт газа и ремонтно-техническое обслуживание за счёт использования объективной информации о техническом состоянии узлов ГПА.
В данной работе для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:
проанализировать методы оценки технического состояния и определения технико-экономических показателей работы ГПІА;
разработать математическую модель рабочих процессов ГТУ в линєйеіом виде;
1 разработать методики оперативного определения выходных энергетических показателей газотурбинной установки в условиях эксплуатации КС с использованием линеаризованных зависимостей;
проанализировать возможности и перспективы использования измерителя крутящего момента на КС МГ;
разработать комплекс методик поузлового диагностирования стационарных ГТПА;
1 апробировать результаты работы на КС «Палласовка» ООО «Волгоградтраисгаз»,
Научная новизна работы заключается, прежде всего, в том, что в ходе решения поставленных задач были получены следующие результаты: 1 предложена классификация существующих методов параметрического диагностирования газотурбинных газоперекачивающих агрегатов;
разработан "косвенный" метод определения мощности и коэффициента
технического состояния для любого типа газотурбинных установок, основанный на штатном объеме измеряемых параметров;
получена формула расхода топливного газа в зависимости от уровня эффективной мощности, окружающих условий и коэффициента технического состояния газотурбинного газоперекачивающего агрегата;
разработана методология использования поузлового параметрического диагностирования газотурбинных установок;
разработан комплекс методик поузлового диагностирования стационарных газоперекачивающих агрегатов.
Практическая ценность работы состоит в возможности получения наряду с оперативной информацией по текущему режиму работы ГПА и общему техническому состоянию проточной части также информации о техническом состоянии основных узлов ГТУ, которая может быть использована для принятия управленческих решений по режимам эксплуатации, планированию ремонтов эксплуатируемого оборудования, оперативному восстановлению его работоспособности.
Методики и разработанный на их основе программный комплекс апробирован на данных опытно - промышленных испытаний на КС «Палласовка» ООО «Волгоградтрансгаз» и рекомендован для использования в системе диагностического обслуживания газотурбинных ГПА.
Анализ существующих методов определения выходных показателей газотурбинного привода
При эксплуатации газотранспортных систем (даже в отсутствие автоматизированных систем контроля) необходимо периодически оценивать основные технологические показатели ГПА: загрузку ГТУ, расход топлива, эффективный КПД, располагаемую мощность, коэффициенты технического состояния проточной части ГТУ и центробежных нагнетателей (ЦБН), объём перекачиваемого газа» Из этих показателей главным, образующим показателем является фактическая мощность агрегата на режиме, остальные, в той или иной степени, являются производными от мощности. До настоящего времени на компрессорных станциях отечественных газопроводов указанные показатели, в большинстве случаев, регулярно не определялись, и эксплуатационный персонал этой важной информацией не располагал. Причиной этого, кроме недостаточного оснащения КС измерительной техникой, являлось отсутствие пригодных для реализации в эксплуатационных условиях надёжных и простых с точки зрения выполнения необходимых замеров методов, достаточно универсальных, либо реализуемых для любого типа ГТУ или ЦБН.
Из современных расчетных методов определения фактической мощности ГПА имеется 2 «абсолютных»: 1) по параметрам компримируемого в ЦБН газа; 2) по тепловому балансу ГТУ.
Остальные расчётные методы являются «косвенными» (сравнительными, наложенными): мощность ГТУ оценивается графически, на котором последняя (получаемая предварительно любым способом, обычно с заводского стенда- пневмо-, гидротормоз, ЦБН, электрогенератор и другими), "накладывается" на какой-либо контролируемый в дальнейшем "базовый" параметр.
В середине 1990-х г.г. американской фирмой «Бентли Невада» была предпринята попытка внедрить в ГТК «Газпром» бесконтактный измеритель крутящего момента (БИКМ) и мощности для агрегата типа ГТК-10-4. Испытания двух образцов измерителей с участием представителей ИТЦ «Оргтех-диагностика» ДОАО «Оргэнергогаз» проводились на КС «Сызранская» ООО «Самаратрансгаз». После устранения выявленных недостатков измерители обеспечивали стабильные показания крутящего момента и мощности в эксплуатационном диапазоне мощностей агрегата ГТК-10-4. Предполагалось начать совместное производство измерителей на российских предприятиях, однако по организационным и финансовым причинам работа не получила дальнейшего развития. В настоящее время для проведения приёмосдаточных испытаний (в условиях завода-изготовителя) используются в единичных случаях иностранные ИКМ, разработанные фирмами; «Торкмитер» (Англия) для агрегата ГТК-25И; «Хоттингер» (Германия) для ГТУ-12П и ГТУ-1бП("Урал").
В 2002 году ООО «ФПК Космос-Нефть-Газ» разработал и изготовил первые отечественные образцы моментомера БИКМ М-106М для использования на агрегатах типа ГТК-10 и всех его модификациях, определение области рационального применения которого также требует специального исследования,
Анализ существующих методов определения выходных показателей газотурбинного привода С начала 1970-х гг. по настоящее время для обеспечения определения выходных показателей ГПА, прежде всего мощности, разработаны следующие расчётные методы: 1) по параметрам компримируемого ЦБН газа; 2) по «мощностному параметру» ГТУ; 3) по «тепловому балансу»; 4) по измеренному расходу тепла (расход топлива определяется по индивидуальной расходомерной диафрагме агрегата); 5) по расходу воздуха двигателем (расход определяется по перепаду дав-лений на конфузоре осевого компрессора (ОК); 6) с использованием приведённых газодинамических характеристик ЦБН; 7) «заводскими» методами -для ГПА авиационных типов, по прилагаемой заводом-изготовителем математической модели к данному типу ГТУ; 8) по линейному («экспресс-методу») - с использованием в численном виде линеаризованных зависимостей рабочих процессов ГТУ.
Здесь не рассматриваются методы определения выходных показателей ГТУ, имевшие весьма ограниченное практическое применение: на основе обобщённых характеристик [42] -(из-за чрезмерной «обобщённости» метод мог применяться лишь для самых «ранних» агрегатов первой группы); по методу измерения крутящего момента в зависимости от времени распространения ультразвуковых колебаний на пьезоэлектрических элементах, устанавливаемых на промежуточном валу ГТУ (разрабатывался КГТУ имени А.Н.Туполева).
В приложении 1 приведено теоретическое «перекрытие» возможными расчётными методами наиболее распространённых в эксплуатации типов ГПА. Перечень официально существующих инструкций и методик, использовавшихся при испытаниях ГПА в 1980-2000 г,г\, приведён в приложении 2.
Использование линеаризованных зависимостей рабочих процессов газотурбинного двигателя в численном виде
Все методы контроля технического состояния ГТУ, которые были созданы и создаются в настоящее время, ориентированы главным образом на параметрический контроль узлов и элементов ГТУ и ГПА в целом. Параметрический контроль предусматривает оценку эффективности функционирования ГПА (ГТУ в составе ГПА) по изменению их основных выходных показателей, обусловленному влиянием всех неисправностей структурных элементов ГПА [25].
Используемый в газовой промышленности коэффициент технического состояния ГТД () по существу является численной характеристикой состояния газо воздушного тракта (ГВТ) газотурбинного двигателя (ГТД). Но не только Км влияет на работоспособность ГТД, так как при его низком значении (порядка 0,8) агрегат, работая, к примеру, в условиях крайнего севера (специфические климатические условия, вечная мерзлота), может развивать желаемый предел фактической мощности для газотранспортной системы. Конечно, при этом расход топливного газа будет велик, но с другой стороны поставленная задача выполнена.
Главным образующим показателем, отвечающим за энергозатраты при эксплуатации ГПА, является фактическая мощность агрегата на режиме, а остальные показатели, в той или иной степени, являются производными от мощности. До последнего времени на КС отечественных газопроводов данные показатели регулярно не определялись, и эксплуатационный персонал, в большинстве случаев, этой важной информацией не располагал, хотя в Регламенте диагностического обслуживания газоперекачивающих агрегатов" определена рекомендуемая периодичность проведения базового диагностирования ГПА (1 раз в 15-30 суток). Объективная и оперативная оценка мощности и технического состояния ГТД имеет важное информационное значение как для обеспечения надежности технологического процесса транспорта газа, так и для текущего прогнозного анализа работы газотранспортной системы.
Упомянутые выше (раздел 1.1) методы определения мощности ГТУ и ГПА в целом достаточно трудоемки и требуют, как правило, для своей реализации организации специальных замеров с использованием первичных приборов повышенного класса точности, а набор замеряемых параметров, как правило, выходит за рамки штатного набора. В итоге появляются такие требования, как минимальный набор замеряемых параметров, при этом большая часть должна использоваться из штатного набора измеряемых на агрегате.
Для решения поставленных именно таким образом задач можно попробовать принципиально иной подход. В авиастроении для ГТД предлагали определять не абсолютные значения параметров - реактивной тяги, расхода топлива, расхода воздуха и т,п., а сравнительно небольшие отклонения этих параметров от их исходных (номинальных) значений [71]. Это позволило воспользоваться более простыми, удобными и наглядными способами ренте ния, которые в конечном итоге сводятся к нахождению зависимостей непосредственно между величинами отклонений параметров.
Данный принцип малых отклонений можно попробовать и в случае эксплуатации газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. В основе метода лежат следующие простейшие математические положения.
Вводится некоторая функциональная зависимость У=/(х) (ЇЛО) и предполагается, что она связывает два параметра, которые, в свою очередь, характеризуют некоторый процесс, причем на начальном режиме, когда х-а, у=Ь. Далее предстоит определить некоторую величину изменения функции у, при условии, что аргумент я получил небольшое приращение Лх. Связь между бесконечно малыми приращениями аргумента и функции выражается соотношением dy=f(a)dx, (1.11) r$pf(a) - значение производной функции у = f (x) в точке х=а. Данное соотношение запишем в следующем виде Ay=f (a)Ax, (1.12) н предположим его справедливость для малых конечных приращений Лх и Лу. Сравнивая два выражения (1.11) и (1.12), а, также представив последнее в виде ряда Тейлора (функция f(x) допускает разложение), пренебрегая величиной второго и последующих членов ряда, получаем Ay dy=f (a)dx. (1.13)
Из дифференциального исчисления известно, что дифференциал функции является главной частью ее приращения в том смысле, что если приращение аргумента Ах достаточно мало, то второй и последующие члены ряда, в которые величина Лх входит в возрастающей степени, становятся малыми по сравнению с первым членом; при Ахч 0, Лу— 0 [71], То есть сделанное упрощение допустимо и различие между выражениями приращения функции будет небольшим. А когда функция рассматривается в окрестности точки х=а, ее зависимость будет близка к линейной (рис. 1.3).
Если рассмотреть функцию, зависящую не от одного аргумента, а от нескольких, то весь процесс можно описать рядом функциональных зависимостей // , ; z -f2(xXr,y) и т.д.
Методология построения диагностических моделей с использованием метода малых отклонений
Метод малых отклонений получил широкое распространение при доводке и регулировании авиационных двигателей, однако, в газовой промышленности использовался незначительно: имелось ограниченное количество работ по учёту влияния ухудшения в процессе эксплуатации узлов ГТУ на её выходные показатели [73]; для определения параметров ГТУ, работающих по газо-паровому циклу [ 11]; для диагностирования технического состояния узлов проточной части ГТУ с помощью линейных диагностических моделей [12].
Оперативное определение мощности ГТУ на фактическом режиме Ne$ [13], коэффициента технического состояния проточной части по мощности Кх и других показателей (учитываемых при расчётах режимов компримиро-вания КЦ), осуществляется с использованием зависимостей из соответствующих таблиц коэффициентов взаимного влияния.
Последовательность разработки методики расчета выходных показателей газотурбинной установки с использованием метода линеаризованных уравнений включает, независимо от типа ГТУ, следующие основные этапы: 1) тепловой расчёт ГТУ на заданный (номинальный) режим; 2} формирование системы линеаризованных уравнений и расчёт входных коэффициентов влияния; 3) решение системы линеаризованных уравнений - получение зависимостей параметров в виде отклонений с коэффициентами взаимного влияния; 4) проверку получеЕШЫХ коэффициентов влияния на соответствие параметрам цикла ГТУ. 5) логическое построение алгоритма определения выходных параметров ГТУ в зависимости от закона регулирования, специфических условий и ограничений для конкретного типа ГТУ.
Несмотря на то, что газотурбинные агрегаты различаются конструктивно, параметрами цикла, законами регулирования, алгоритмы расчёта выходных параметров ГТУ с использованием систем линеаризованных уравнений во многом методически единообразны.
Тепловой расчёт ГТУ на заданный (поминальный) режим Цель теплового расчёта - получение баланса всех термодинамических параметров проточной части ГТУ (давления, температуры, расходы рабочего тела, мощности по каскадам и др.) для его номинального состояния. Получение этих сбалансированных значений важно для дальнейшего определения входных коэффициентов влияния параметров и формирования системы уравнений. Тепловой расчёт выполняется по любой методике, в зависимости ог конструктивных особенностей ГТУ и степени адекватности получаемых результатов. При наличии всего набора необходимых данных по каждому сечению двигателя (данные могут быть предоставлены заводом - изготовителем), пункт теплового расчета может не проводиться. Правомерность выбора той или иной методики проверяется на последующих этапах алгоритма.
Полученные в ходе теплового расчета параметров ГТУ результаты, используются при определении входных коэффициентов влияния параметров [71], которые участвуют в системе линеаризованных уравнений.
Расчет входных коэффициентов влияния параметров расчетного режима На этапе теплового расчета поставленная цель выполнена - получены необходимые термодинамические параметры проточной части ГТУ и необходимых узлов (степень сжатия осевого компрессора (ОК), степени расширений в турбинах, коэффициенты полезного действия (КПД) ОК и турбин, развиваемые мощности каждой из турбин и т.д.). В разделе L3 был показан простейший механизм линеаризации некой функции, имеющей вид кривой в графическом представлении. Поэтому в дальнейшем исходные термогазоди намические уравнения 1ТУ будут записаны уже в линейном виде с входными коэффициентами влияния параметров режима. АГЕ - коэффициент влияния тгк на работу компрессора LH [711: где: "ft" - коэффициент адиабаты для воздуха по параметрам процесса сжатия; /гк - степень повышения (полного) давления в компрессоре. К2 -коэффициент влияния я на адиабатный КПД OK (i]K) по параметрам заторможенного потока:
Особенности стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов как объекта поузлового диагностирования
Особенности стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов как объекта поузлового диагностирования В настоящее время газовая промышленность располагает достаточно широким парком различных видов газоперекачивающих агрегатов. На на чальном этапе развития газовой промышленности на компрессорных станциях устанавливались и работали агрегаты, так называемого, стационарного типа. Их можно охарактеризовать следующим образом: металлоемкие и крупногабаритные конструкции, сооружаемые для эксплуатации в капитальных зданиях, требующие мощного фундамента. Монтажные и ремонтные работы тяжеловесных узлов и деталей турбины и нагнетателя проводятся для них в условиях КС и включают в себя необходимость применения в машинном цехе мостовых кранов большой грузоподъемности и создание мощных оснований для подкрановых путей под установку кранов- Для обслуживания компрессорной станции со стационарными агрегатами необходим большой штат квалифицированного персонала.
По вышесказанным и другим причинам в России в начале 70-х годов приступили к разработке агрегатов нового поколения - мобильных, компактных агрегатов в блочном контейнерном исполнении. Агрегаты авиационного и судового типа решают ряд вышеуказанные проблем и дают широкий диапазон мощностей, требуемых газопроводом, А блочность их исполнения позволяла, в случае выхода из стоя одного из узлов ГТУ, довольно быстро возвращать ГТУ в рабочее состояние, благодаря замене необходимого блока. Причинный блок отправляется на завод - изготовителя для ремонта или других работ,
На данные момент в эксплуатации на компрессорных станциях ОАО «Газпром» находятся порядка 1400 агрегатов стационарного типа, эксплуатируемых уже более 20лет, в том числе и импортных агрегатов типа ГТК -10И, ГТК - 10ИР, ГТК - 25И, ГТК - 25ИР. Именно для агрегатов стационарного типа и разрабатывался данный вид диагностирования. Это может быть обусловлено следующими причинами: ? структурно-количественной характеристикой парка ГГПА отрасли; ? сверхнормативной наработкой указанных типов ГГПА; возможностями выполнения ремонтно-восстановительных работ сила ми ОАО «Газпром» и рядом других причин.
Следует отметить, что техническое состояние импортных стационарных ГГПА, в основном, достаточно неплохое. В то же время, анализ технического состояния отечественных стационарных ГГПА показывает, что: большая часть эксплуатируемых ГГПА имеет сверхнормативную общую наработку (в ряде случае до 2-х гарантийных сроков); практически на всех воздухозаборных камерах (ВЗК) ГГПА типа ГТК-10-4, ГТК-ЮМ («Рекой»), ГТ-750-6 отсутствуют воздушные фильтры и пакеты шумоглущения, в результате чего отмечается интенсивное загрязнение проточной части и эрозия внутреннего корпуса, лопаток ОК, ТВД и ТНД; неудовлетворительно осуществляется подготовка топливного газа вследствие отсутствия резервных фильтров в фильтрах-сепараторах, что обуславливает загрязнение и эрозию ЦБН; имеет место низкое качество подготовки топливного газа, вследствие чего в камеру сгорания попадает попутный конденсат с примесями ванадия и молибдена, вызывающий высокотемпературную коррозию конструкций горячего тракта ГГПА, закоксование горелок с сопутствующим повышением неравномерности температурного поля продуктов сгорания за камерой сгорания; имеют место неустранимые конструкторские ошибки, наиболее существенными из которых являются некачественный металл козырьков ТНД ГГПА типа ГТК-10-4 с остаточной деформацией, способствующей потере располагаемой мощности ТНД ГГПА до 10% вследствие срезания утонений рабочих лопаток ТНД и увеличения штатных радиальных зазоров, и непродуманное исполнение узлов крепления секций пластинчатых регенераторов к опорным стойкам, в результате чего при пусках - остановках, особенно в зимнее время, происходит их разгерметизация с сопровождающимся ростом неравномерности температурного поля за камерой сгорания и понижением располагаемой мощности и КПД ГГПА; л недостаточно высокое качество проведения ремонтно-восстановительных работ вследствие низкого уровня технического обустройства ремонтных участков, отсутствия необходимого объема ремонтного оборудования не позволяющего в процессе ремонтных работ восстанавливать утраченный уровень располагаемой мощности и КПД ГГПА, а также его надежность (хронический дефицит рабочих лопаток, отсутствие уплотнитель-ных усов для лабиринтных уплотнений ротора ОК и т.п.) и др.
