ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ В СОСТАВЕ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА

Егор Заславский

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ В СОСТАВЕ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА

В отечественных трубопроводных газотранспортных системах эксплуатация и техническое обслуживание газотурбинных газоперекачивающих агрегатов осуществляются в соответствии с текущим количеством эквивалентных рабочих часов центробежных газовых компрессоров и газовых турбин. Современные условия эффективного использования энергетических ресурсов требуют проведения процедуры обслуживания в соответствии с текущими характеристиками оборудования, осуществление которой невозможно без определения коэффициента технического состояния газотурбинной установки. В данной работе описана методика определения эффективной мощности газотурбинного газоперекачивающего агрегата по штатно-измеряемым параметрам. Воспроизведены математические модели турбины по рассматриваемому подходу. Представлены результаты испытаний газотурбинной установки на объекте эксплуатации, а так же их анализ. Рассмотрены вопросы оценки и прогнозирования технического состояния газотурбинной установки с использованием рассматриваемой методики.

Энергетика

Диссертации

Вуз: Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина (УрФУ)

ID: 5f47bf06cd3d3e00017608a0

UUID: 19b7c2d0-ca9d-0138-2283-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: больше 3 лет назад

Просмотры: 484

19.68

Егор Заславский

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 3,2 МБ

Поделиться работой

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н.Ельцина» Уральский энергетический институт кафедра «Турбины и двигатели» ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ Зав. кафедрой _______________ Ю.М.Бродов «______»______________________2020 г. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК В СОСТАВЕ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ По направлению 13.04.03 – Энергетическое машиностроение Руководитель, доцент, к.т.н. ____________________ В.Л. Блинов Нормоконтролер, доцент, к.т.н. ____________________ В.Л. Блинов Студент гр. ЭНМ-281105 ____________________ Е.А. Заславский

Екатеринбург 2020 2

СОДЕРЖАНИЕ РЕФЕРАТ.......................................................................................................5 ВВЕДЕНИЕ...................................................................................................7 ГЛАВА 1. ОБЗОР ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ТЕМЕ ИССЛЕДОВАНИЯ........................................................................................8 1.1 Вопросы эксплуатации ГТУ. Основные неисправности.......................8 1.2 Диагностика ГТУ. Деградация технического состояния. Прогностика.................................................................................................12 1.3 Способы определения технического состояния газотурбинной установки.....................................................................................................15 1.4.Методы определения эффективной мощности газотурбинной установки.....................................................................................................17 1.5 Поставка цели и задач исследования..................................................32 ГЛАВА 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КТС ГТУ ТИПА ГТК-10-4 И НК-16СТ С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ МОЩНОСТИ ГТУ ПО СИЛОВОЙ ТУРБИНЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ШТАТНЫХ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ..............................................................................................34 2.1 Воспроизведение математической модели для ГТУ типа ГТК-10-4..34 2.2 Анализ результатов определения мощности для нескольких ГТУ типа ГТК-10-4...............................................................................................36 2.3 Разработка численной модели проточной части турбины ГТК-10-4 и проведение численного исследования......................................................41 2.5 Воспроизведение математической модели для ГТУ типа НК-16СТ..51 2.6 Анализ результатов определения мощности для ГТУ типа НК-16СТ ......................................................................................................................52 2.7. Выводы и рекомендации по главе.......................................................55 ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ГТУ ТИПА ПС-90ГП-25 И MS5002E И ОПРЕДЕЛЕНИЕ КТС ГТУ...........56 3.1 Разработка математической модели ГТУ типа ПС-90ГП-25..............56 3.2. Обработка результатов испытаний и оценка КТС ГТУ типа ПС-90ГП25..............................................................................................................63 3.3. Анализ результатов определения мощности для ГТУ типа ПС-90ГП25..............................................................................................................66 3.4 Разработка математической модели ГТУ типа MS5002E..................68 3.5. Обработка результатов испытаний и оценка КТС ГТУ типа MS5002E ......................................................................................................................70 3

3.6. Анализ результатов определения мощности для ГТУ типа MS5002e ......................................................................................................................74 3.7. Выводы и рекомендации по главе.......................................................76 ГЛАВА 4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГТУ...............................................................................................................76 4.1. Обработка штатных измерений ГТУ...................................................76 4.2. Оценка технического состояния ГТУ.................................................78 4.3. Деградация технического состояния ГТУ..........................................81 4.4. Прогнозирование технического состояния ГТУ................................83 4.5. Рекомендации для инженерной практики.........................................85 4.6. Выводы по главе 4................................................................................86 ЗАКЛЮЧЕНИЕ..........................................................................................86 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ..................................87 4

РЕФЕРАТ Диссертация состоит из 92 страниц, 42 рисунков, 20 таблиц. В состав диссертации входит введение, основная часть из 4 глав и заключение. Для написания диссертации использован 54 литературный источник. В данной диссертации в качестве объекта исследования были выбраны газоперекачивающие агрегаты с двигателем типа НК-16СТ, ГТК-10-4, ПС-90ГП-25, MS5002e. Предложены алгоритмы определения эффективной мощности по штатноизмеряемым MS5002e. параметрам для Разработанные программной среде программирования Определенны ГТУ типа алгоритмы Excel ПС-90ГП-25 реализованы при помощи VisualBasicforApplications коэффициенты технического и в языка (VBA). состояния агрегатов типа НК-16СТ, MS5002e, ГТК-10-4, ПС-90ГП-25. Выведены зависимости изменения степени реактивности и КПД ступеней ГТУ ГТК-10-4 на переменных режимах работы для уточнения мощности и методики КПД рекомендации ГТУ по по определения штатным эффективной параметрам. применению Даны разработанных математических моделей в условиях эксплуатации. Ключевые слова: газотурбинные установки; газоперекачивающие агрегаты; техническое состояние; эффективная мощность. 5

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, ИНДЕКСОВ И СОКРАЩЕНИЙ Условные обозначения: N – мощность (вид определяется индексом); η – коэффициент полезного действия (КПД); G – массовый расход; n – частота вращения; T – температура в К; ε – степень сжатия; Р – давление; H – энтальпия, теплоперепад; F – площадь; v – условный коэффициент расхода; q – доля утечки; ϕ– коэффициент скорости сопел; ξ– коэффициент гидравлических потерь по тракту. Индексы: охл – охлаждение; ут – утечки; топ – топливо; e- эффективный; пр – приведенный параметр (при tв= +15 0С и Ра =0,1013 МПа); тр – трение; к – компрессор; т – турбина; мех – механический; в.д – высокого давления; 1,2 – ТВД, ТНД соответственно. Сокращения: ГПА – газоперекачивающий агрегат; ГГПА – газотурбинный газоперекачивающий агрегат; КТС – коэффициент технического состояния; ГТУ – газотурбинная установка; ГТС – газотранспортная система; КПД – коэффициент полезного действия; КС – камера сгорания, компрессорная станция; ЦБК – центробежный компрессор; ССТ – свободная силовая турбина; ГТД – газотурбинный двигатель; ТВД, ТНД – турбина высокого давления, турбина низкого давления; КВД, КНД – компрессор высокого давления, компрессор низкого давления; МГ – магистральный газопровод; ИКМ – измеритель крутящего момента; БИКМ – бесконтактный измеритель крутящего момента; ТГ – топливный газ; САУ – система автоматического управления; ОК – осевой компрессор; СА – сопловой аппарат; 6

НИЛ – научно-исследовательская лаборатория. 7

ВВЕДЕНИЕ Россия обладает самыми большими запасами природного газа в мире [1,36]. Основные месторождения расположены на значительном удалении от основных регионов потребления доставка, к которым осуществляется по протяженным газопроводам. Транспортировка газа по ним сопровождается существенными затратами газа на собственные нужды (7,4%) от объёмов транспортировки [2], из которых около 82% это затраты на топливный газ газоперекачивающих агрегатов (ГПА). В качестве основного типа привода ГПА наибольшее распространение получили газотурбинные газоперекачивающие агрегаты (ГГПА) (около 80% парка ПАО «Газпром»). Целью энергосберегающей политики ПАО «Газпром» на 2011-2020 гг. является эффективное энергетических ресурсов. Достижение использование этой задачи невозможно без определения коэффициента технического состояния (КТС) газотурбинной установки (ГТУ) нахождение, которого связано с эффективной мощностью и КПД ГТУ. Знание КТС ГТУ энергетических позволяет ресурсов эксплуатации ГТУ и снизить и затраты повысить топливнонадежность газотранспортной системы (ГТС) в целом за счет [3-4,34,35]: ‒ эффективной эксплуатации ГПА, из-за наличия информации о фактическом состоянии парка ГПА и о характеристиках агрегата в процессе эксплуатации; ‒ повышения выходных показателей эффективности ГПА (КПД и мощности) в межремонтный период путем 8

принятия мер по устранению выявленных неисправностей на работающих ГПА; ‒ перехода от системы планово-предупредительных ремонтов к ремонту по фактическому состоянию, что позволяет увеличить ресурс парка ГПА до ремонтов и сократить затраты на ремонт; ‒ оценки качества проведенного ремонта. Цель исследования математических моделей заключается ГТУ, в разработке уточнении методики определения мощности по параметрам силовой турбины и определения коэффициентов технического состояния газотурбинных установок на примере двигателей: ГТК-10-4; НК-16СТ; ПС-90ГП-25; MS5002e. ГЛАВА 1. ОБЗОР ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ТЕМЕ ИССЛЕДОВАНИЯ 1.1 Вопросы эксплуатации неисправности ГТУ. Основные Газотурбинная установка состоит из сложных, очень дорогих и точных элементов, работающих в условиях высокого давления и температуры газа. Отказ или ухудшение эксплуатационных характеристик двигателя сильно влияет на его работу. Производительность ГТУ в значительной степени зависит от производительности компонентов газового тракта, а именно компрессора, камеры сгорания (КС) и турбины [31]. Эксплуатационные характеристики (располагаемая мощность и эффективный КПД) компонентов могут быть ухудшены в связи с установлением различных случаев неисправностей, 9

таких как загрязнение, эрозия, изменение радиальных зазоров в проточных частях, коррозия и другие повреждения [29]. Возникновение отклонениям этих измеряемых неисправностей параметров приводит двигателя. к Чтобы избежать этих неисправностей и сохранить свои лучшие характеристики, газовая турбина должна иметь механизм, который может выявлять, классифицировать и количественно оценивать возникающие неисправности двигателя как можно раньше. Это поможет операторам принять меры для восстановления нормальной работы двигателя. Изменение производительности может быть связано с внепроектной эксплуатацией. То есть из-за изменения нагрузки, температуры окружающей среды или изменения подачи топлива. Аналогично, изменение эффективности может быть вызвано ухудшением производительности или неисправностью[30]. Неисправности классифицируются:  По причинам, обуславливающим возможность возникновения: - конструкторские несовершенный (неудачные выбор параметров проектные контроля решения, и защит). Поэтапно устраняются в процессе доводки; - технологические (определяются уровнем конкретных производств, технологичностью конструкции); - связанные с качеством используемых материалов; - монтажные (связанные с ошибками при транспортировке и/ или монтаже); 10

- эксплуатационные (связаны с кондиционностью рабочих сред: воздуха, топливного газа, технологического газа, масла, внешними эксплуатационными условиями); - определяемые плохим качеством и несвоевременностью проведения технического обслуживания и ремонтно- восстановительных работ; - обусловленные ошибками и/или нарушением режима, допущенными при эксплуатации.  По характеру проявления: - приводящие к внезапным отказам; - приводящие к постепенным отказам.  По виду технического состояния: - влияющие на надежность работы прочностного характера (Приводят к отказам вызывающим, как правило, вторичные разрушения элементов конструкции ГПА.); - влияющие на эффективность функционирования (Отражаются на топливно-энергетических показателях ГПА, характеризующих агрегат как газотранспортную единицу: располагаемая мощность, КПД и т.п. и приводят к отказам, выражающимся в превышении предельно допустимых отклонений от установленных норм. Снижение топливноэнергетических показателей проявляется, в конечном счете, в уменьшении работы, передаваемой транспортируемому газу).  По отношению к функциональным узлам и системам ГПА: - неисправности привода; - неисправности компрессора (нагнетателя); 11

- неисправности соединяющих узлов (мультипликаторы, промвалы и т.п.); - неисправности системы крепления агрегата; - неисправности вспомогательных систем (масляная, регулирования, антиобледенения и т.д.). Основные виды неисправностей, характерных для ГПА, с указанием эксплуатационных причин их возникновения и характера проявления приведены в таблице 1.1. Стрелки указывают на направление изменения параметра при условии одинаковой эффективной мощности для ГТУ и одинакового отношения объёмного расхода к частоте вращения для центробежного компрессора (ЦБК). Таблица 1.1 – Вид, основные причины и характер проявления неисправностей [12] Вид неисправности Изменение проходной площади соплового аппарата турбины высокого давления Увеличение радиальных зазоров компрессора Увеличение радиальных зазоров турбины Основные эксплуатационные Характер проявления причины неисправности возникновения неисправности Коробления обоймы, деформация, обрыв лопаток Вибрация ротора, расцентровка ротора, дефекты подшипников Вибрация ротора, расцентровка ротора, дефекты подшипников, коробление обоймы 12 Р2↓,Т3↑,nвд↓,GK↓,ηe↓ Р2↓,Т3↑,nвд↓,GK↓,ηe↓ Р2↓,Т3↑,nвд↓,GK↓,ηe↓

Таблица 1.1 – Продолжение таблицы Увеличение радиальных зазоров в концевых уплотнениях Негерметичность воздушного тракта регенератора Вредный подогрев на входе компрессора Увеличение гидравлического сопротивления входного тракта Увеличение гидравлического сопротивления тракта высокого давления Увеличение гидравлического сопротивления выходного тракта ГТУ Загрязнение проточной части компрессора Эрозия нагнетателя Увеличение зазора в уплотнении нагнетателя Уменьшение Вибрация ротора, расцентровка ротора, дефекты подшипников, Температурные деформации при пусках, остановах ГПА Неплотность запорных клапанов систем антиобледенения Обледенение, пылевые отложения, эрозия Р2↑,Т3↑,nвд↑,GK↑,ηe↓ Р2↓,Т3↑,nвд↑,GK↑,ηe↓ Р2↓,Т3↑,nвд↑,GK↓,ηe↓ Р2↑,Т3↑,nвд↑,GK↓,ηe↓ Пылевые отложения, эрозия Р2↑,Т3↑,nвд↓,GK↓,ηe↓ Деформация, отложения Р2↑,Т3↑,nвд↑,GK↑,ηe↓ Уменьшение эффективности очистки воздуха, невыполнение периодических очисток Уменьшение эффективности очистки газа Р2↓,Т3↑,nвд↓,GK↓,ηe↓ ηн↓,εн↓ Вибрация, осевой сдвиг ηн↓,ΔТ↑ Уменьшение Р2↓↑,Т3↓↑,nвд↓↑,GK↓ 14

проходной площади ТВД, увеличение сопротивления входного тракта, ускоренный запуск, повышенный износ лопаток запаса устойчивой работы компрессора ↑,шум↑, вибрация↑ Таблица 1.1 – Окончание таблицы Уменьшение массового расхода, увеличение степени сжатия при n=const Уменьшение запаса устойчивой работы нагнетателя Р2Н↓↑,Т2Н↓↑,nН↓↑,шу м ↑, вибрация ↑ Как видно из таблицы 1.1, неисправности проточных частей ГПА проявляются в изменении р4, Т1, ηе, частоты вращения ротора высокого давления nв.д, расхода воздуха через компрессор Gк, КПД нагнетателя ηн, степень сжатия εн и разницы температур ΔТ в ЦБК, давления р 2н и температуры Т2н на выходе нагнетателя, а также в изменении уровня шума и вибрации. Стоит заметить, неисправностей в что основном, все виды проявляются указанных в изменении термогазодинамических параметров ГТУ, то есть могут быть идентифицированы на базе методов параметрической диагностики ГПА. 1.2 Диагностика ГТУ. Деградация технического состояния. Прогностика. 15

Внедрение газотурбинным технической приводом диагностики составляющих ГПА основную с часть общей энерговооруженности газовой отрасли нашей страны позволит решить такие ключевые проблемы как повышение качественного уровня агрегатов, повысить эффективность и надежность функционирования газотранспортной системы, уменьшит затраты топливно-энергетических ресурсов, сократит сроки освоения и затрат на эксплуатацию. Использование методов и средств диагностирования и прогнозирования технического состояния на всех стадиях жизненного цикла ГПА позволит: - обеспечить контроль процесса создания ГПА на всех стадиях разработки, и тем самым обеспечив соответствие паспортных выходных показателей агрегатов на период начала их серийного выпуска; - перейти от традиционной системы планово- предупредительных ремонтов к ремонту по фактическому состоянию, что способствует увеличению ресурса парка ГПА до ремонтов, позволяет сократить затраты на ремонт, уменьшить потребность в запасных частях и ремонтном персонале, повысить качество ремонта; - принимать своевременные меры по устранению выявленных неисправностей на работающих ГПА, тем самым повысив стабильность значений эффективности ГПА выходных (располагаемая показателей мощность и эффективный КПД). - обеспечить повышение эффективности функционирования агрегатов в составе газопроводов и газопроводной системы в целом, за счёт перехода к управлению технологическим 16

процессом и газопроводами с учётом фактического состояния ГПА; - уменьшить вероятность отказов и тем самым повысить безопасность труда и исключить последствия материального характера; - повысить коэффициент использования ГПА; -обеспечить информацией о фактическом состоянии парка ГПА и о характеристиках агрегатов в процессе эксплуатации, потребной для дальнейшего совершенствования конструкции и эксплуатации ГПА в процессе модернизации и при разработке новых типов агрегатов[28]. Рисунок 1. Области применения диагностирования и прогнозирования технического состояния ГПА [28] На изменение технического состояния ГПА оказывает влияние большое число факторов: частота пусков и остановов, интенсивность работы, климатические условия и т.д. Наиболее интенсивный период ухудшения технического состояния агрегата начинается с момента пуска его в 17

эксплуатацию и до 15-25 тыс. ч работы. Этот период обычно характеризуется повышенной интенсивностью отказов, что связано с недостатками изготовления и сборки агрегата, неудовлетворительным качеством монтажа, конструктивными недостатками и другими факторами. В дальнейшем, после 15-25 тыс. ч наработки, темп ухудшения технического состояния ГТУ существенно замедляется. Анализ ряда работ, посвященных исследованию технического состояния ГПА на газопроводах, позволяет утверждать, что располагаемая мощность ГТУ в межремонтный период может снизиться на 10-20 %, эффективный КПД на 5-10 % [32]. 1.3 Способы определения технического состояния газотурбинной установки Под техническим состоянием будем понимать совокупность свойств объекта, подверженных изменению в процессе его «жизненного определенный цикла», момент характеризуемую времени в показателями, прогнозируемыми на начальной стадии проектирования и установленными нормативно-технической документацией объект, формирующую номенклатуру и допустимые пределы количественных и качественных характеристик, определяющих исправность, работоспособность и правильное функционирование объекта [2]. Техническое состояние ГПА оценивается с использованием коэффициентов технического состояния. Для этого необходимо достоверно определить фактические значения эффективной мощности и КПД ГТУ, а также 18

политропный КПД центробежного компрессора. Наиболее точную информацию по перечисленным параметрам возможно получить только на основании анализа результатов испытаний ГПА. Обработку результатов испытаний, возможно проводить по различным методикам. Критериями принято ВНИИГАЗ» оценки использовать технического состояния предложенные коэффициенты ООО технического ГТУ «Газпром состояния по расходу топливного газа, мощности и КПД. Определение КТС ГТУ по мощности индивидуальных выполняют фактических с использованием параметров ограничения каждой ГТУ[25]: K Ne= N фeн пр Ne 0 , (1) где Nфенпр – эффективная фактическая мощность ГТУ, работающая на номинальном режиме, приведенная к стандартным станционным условиям, √ N фeн пр= N ен⋅ (2) Ne0 – номинальная паспортная мощность ГТУ; Т вх 0 р а0 ⋅ , Т вх р а Neн – эффективная действительная мощность ГТУ, работающей на номинальном режиме; Твх0 , Твх – значения температуры воздуха на входе в осевой компрессор при стандартных и действительных условиях; ра0, ра – давление атмосферного воздуха при стандартных станционных условиях и действительное давление атмосферного воздуха; Та0 – температура атмосферного воздуха, К. Стандартные станционные условия определяются параметрами воздуха на входе осевого компрессора: абсолютное давление – ра0 = 760 мм. рт.ст = 1,013·105 Па; температура – Твх0 = 288,16 К; относительная влажность – 60% (ГОСТ 5200-2007). Коэффициент технического состояния ГТУ по эффективному КПД определяется как отношение фактического 19 эффективного КПД ГТУ в

номинальном режиме работы ηен к номинальному паспортному эффективному КПД установки ηе0 Kη = e η ен , ηе 0 (3) Коэффициент технического состояния газотурбинной установки по расходу топливного газа КТГ определяется по соотношению K = ТГ Bтг н пр , Втг 0 (4) где Втг н пр – приведенный действительный расход топливного газа в номинальном режиме √ Втг н пр= Втг н⋅ Втг0 Т вх 0 р а 0 Qнр0 ⋅ ⋅ , Т вх р а Qнр (5) – расход топливного газа в ГТУ, находящейся в идеальном техническом состоянии и работающей в номинальном режиме, определяется либо по результатам заводских теплотехнических испытаниях ГТУ, либо из паспорта установки; Втг н пр – значение действительного расхода топливного газа в номинальном режиме; Qнр0, Qнр – номинальное и действительное значения низшей теплоты сгорания топливного газа, Qнр0 =33488 кДж/м3 [5]. Если в компрессорном цехе организованы индивидуальные (поагрегатные) замеры топливного газа с достаточной точностью, то удобнее использовать КТС по расходу топливного газа. Зачастую точные данные по расходу топливного применение получил газа каждого метод КТС ГПА по отсутствуют, мощности. Для поэтому оценки большое КТС по эффективному КПД ГТУ знать и расход топливного газа и мощность ГТУ. Таким образом, точное определение эффективной мощности ГТУ в процессе эксплуатации является необходимым условием для оценки и прогнозирования её технического состояния. 1.4. Методы определения эффективной мощности газотурбинной установки 20

На сегодняшний день разработано большое количество методов определения эксплуатации. мощности Наибольшее ГТУ в процессе распространение получили методы оценки мощности ГТУ по мощности, потребляемой приводимым агрегатом, определения применением измерителя различные термогазодинамические крутящего мощности момента, а с также модели ГТУ, позволяющие определять мощность установки на различных режимах. Каждый точностью и из подходов имеет ряд характеризуется особенностей, своей определяющих целесообразность их применения. 1.4.1.Определение эффективной мощности газотурбинной установки по параметрам работы центробежного компрессора Большое распространение ввиду своей универсальности (пригоден для любых типов ГПА), а также относительной простоты реализации получил метод разработанный ООО «Газпром ВНИИГАЗа» [6], в котором эффективная мощность ГТУ определяется природного газа по расходу сжимаемого и разности центробежным энтальпий газовым компрессором. Для этого необходимо знать температуру и давление компримируемого газа на входе и выходе ЦБК, а так же его состав. Определение параметров процесса политропного сжатия газа в ЦБК может производиться как методом «энтальпий», так и методом Шульца. Для используется определения коэффциента модифицированное сжимаемости уравнение состояния «Бенедикта-Вэбба-Рабина» (BWR) в приведённой форме: 21

Z 3−Z 2−Z ( a1 τ − a2 a3 τ τ4 − 2 ) ( ⋅π − a4 τ − 2 a 5 a6 + 5 π 2=0 , 3 τ τ ) (6) где аi – коэффициенты апроксимации; π – приведённое давление; τ – приведённая температура. Расход газа использования через ЦБК замеряемого определяется перепада путем давлений на сужающем устройстве, в роли которого выступает конфузор. Объёмный и массовый расходы газа на входе в ЦБК определяются по зависимостям: QH= A √ Δp K ρ1 K , (7) G H = A √ Δp K⋅ρ 1K , (8) где QH – объёмный расход м3/мин; GH –массовый расход кг/мин; Δрк – перепад давлений на конфузоре, кг/м 2; ρ1к – плотность газа на входе в конфузор, кг/м3, А – коэффициент расхода конфузора, м2,5/мин [7]. Существенное потребляемой температуры влияние мощности и расхода на точность оказывает определения точность технологического измерения газа. Следует отметить, что одной из проблем данного метода является отсутствие индивидуальных для ГПА замерных узлов. Так же, данный метод требует определения коэффициента конфузорности, который невозможно определить без более точного измерительного оборудования, ко всему прочему, данный коэффициент со временем 22 отклоняется от

первоначального значения в связи, с чем возникает необходимость повторной градуировки. 1.4.2.Применение обобщенных зависимостей ГТУ при определении коэффициентов технического состояния Во ВНИИГАЗе на основе обобщения теплотехнических испытаний газоперекачивающих агрегатов эксплуатируемых на компрессорных станциях магистрального газопровода (МГ) были предложены приведенные характеристики газотурбинных установок старого поколения. Номенклатура и основные энерготехнологические параметры испытуемых агрегатов приведены в таблице 1.2. Таблица 1.2 –Типы и паспортные характеристики ГТД Тип ГПА Номинальна я мощность в станционны х условиях, тыс. кВт ГТ-700-4 ГТ-700-5 ГТК-5 4,0 4,25 4,4 Эффективн ый КПД Номинальн ГТУ в ый расход станционн топлива, ых м3/ч условиях, % 16,0 2600 25,0 1770 26,0 1760 23 Степень сжатия ОК 5,0 3,9 3,9

Таблица 1.2 – Окончание таблицы ГТ-750-6 ГТ-6-750 ГТН-6 ГПА-Ц-6,3 ГТН-9-750 ГТК-10-2 ГТК-10-3 ГТК-10-4 ГПА-10 ГТК-16 6,0 6,0 6,3 6,3 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 16,0 27,0 24,0 24,0 22,5 19,0 28,0 28,0 29,0 26,5 25,0 2320 2600 2730 2920 5500 3720 3720 3600 3930 6670 4,6 6,0 6,0 7,8 4,6 4,4 4,4 4,4 10,3 7,5 По данным характеристикам были получены следующие аналитические зависимости: • относительная приведенная эффективная мощность от температуры продуктов сгорания за турбиной газогенератора: N епр =1−4,2⋅(1−Т 1пр )⋅Т 1пр (9) • относительный эффективный КПД от относительной приведенной эффективной мощности ГТУ: ηе = N епр 1−0 , 75⋅( 1−N епр ) (10) Автором [26] данные аналитические зависимости были уточнены с учетом ГТУ нового поколения (таблица 1.3): 24

• относительная приведенная эффективная мощность от температуры продуктов сгорания за турбиной газогенератора: N епр =3,571⋅Т 1пр−2,571 (11) • относительный эффективный КПД от относительной приведенной эффективной мощности ГТУ: ηе =−0,322⋅N 2епр +0,923⋅N епр +0,400 (12) Таблица 1.3 – Типы и паспортные характеристики ГТД нового поколения Тип ГПА ДГ-90 ДЖ-59 ДР-59 ПС-90ГП-1 ПС-90ГП-2 НК-14СТ НК-16СТ Номинальная мощность, тыс. кВт 16,0 16,0 16,0 12,0 16,0 8,0 16,0 Эффективный КПД ГТУ, % Степень сжатия ОК 34,0 30,0 35,0 34,0 36,3 30,0 27,5 19,0 12,7 17,3 15,8 20,0 10,2 9,7 Результаты определения характеристик ГТУ данным методом в зависимости от агрегата могут сильно разниться с действительными значениями. 25

1.4.3.Определение эффективной газотурбинной установки при измерителя крутящего момента мощности помощи Данный метод базируется на соотношении: N= M⋅ω , (13) где: N – мощность; M – крутящий момент на валу двигателя;ω – угловая скорость. Так как ω=2 π⋅n , зависимость (13) будет иметь вид: N= M⋅2 π⋅n (14) где n – частота вращения силового вала, (с-1). Область применения подобного рода измерительных систем и комплексов промышленного распространяется оборудования, газотурбинные установки компрессорных станций на целый среди которого: газоперекачивающих магистрального ряд агрегатов газопровода; гребные валы судов; нагружаемые элементы (зубья шестерен, картер, входной и выходной валы, на которые устанавливаются датчики) силового редуктора вертолетов; силовые турбины магистральных коленчатый сгорания, вал газоперекачивающих газопроводов; поршневых газомотокомпрессора; судовые редукторы; двигателей внутреннего рабочее гидравлических турбин; паровые турбины [8]. 26 агрегатов колесо (вал)

Современные измерители крутящего момента (ИКМ) обеспечивают погрешность 1% при определении крутящего момента[9]. Для работы в составе ГПА типа ГТК-10-4 находит применение отечественный бесконтактный измеритель крутящего момента и мощности (БИКМ) производства ООО «НТЦ Космос-Нефть-Газ» (г. Воронеж)[10]. В измерителе использован тензометрический принцип измерения. Конструктивно БИКМ состоит из трёх основных частей: - неподвижного статора; - блока обработки; - датчика, устанавливаемого на промежуточный вал ГПА с элементами связи с неподвижным статором. Измерение крутящего момента на вращающемся валу основано на преобразовании деформации измерительного участка в сигнал разбаланса тензомоста. Основными недостатками данного метода являются: - относительная трудоёмкость по времени на монтаж/перемонтаж; -техническими условиями предусмотрена перекалибровка после наработки 10 тыс. ч; -дороговизна в сравнении с косвенными методами [10]. 1.4.4.Определение эффективной мощности газотурбинной установки с использованием газодинамических характеристик ЦБК Метод [11] является одним из наименее трудоёмких из всех существующих так как предусматривает оперирование при расчётах идентичными, как правило, номинальными по 27

техническому состоянию характеристиками ЦБК. В действительности в эксплуатационных условиях техническое состояние ЦБК ГПА установленных на КС изменяется в соответствии с индивидуальной наработкой агрегатов неодинаково. Применение газодинамических характеристик ЦБК для определения расхода газа в большинстве случаев показывает значительные расхождения в полученных данных от действительных значений. Это обусловлено тем, что при получении заводских характеристик в качестве рабочего тела используется воздух, а затем производится пересчет полученных характеристик с воздуха на газ. Также, к неточностям испытаний могут при приводить большом ограничения диапазоне по числу характеристики, отсутствие учета влияния обвязки ЦБК. Наиболее целесообразно применять метод лишь при проектных расчётах режимов ГПА, КС и газопроводов или, если использовать только на его пусковые для эксплуатационных периоды работы расчётов, газотранспортной системы, когда техническое состояние всех ГПА близко к паспортному значению. 1.4.5.Методика расчета мощности и оценки технического состояния газотурбинной утсановки на основе, характеристики «мощность расход-воздуха» В основу экспериментально методики расчета полученная положена зависимость эксплуатационной эффективной мощности от перепада на 28

входном конфузоре компрессора ГТУ (разности, давлений перед входным фланцем компрессора и в наиболее узком сечении канала между фланцем и лопатками компрессора) [12]. N e = A⋅K⋅ΔP 1,5 K , кВт (15) где А – коэффициент входного конфузора компрессора (ГТ-700-5=0,164; ГТК-5=0,164; ГТ-750-6=0,25; ГТ-6- 750=0,151; ГТН-6=0,151; ГТН-6=0,151; ГТК-10=0,292); К – поправочный коэффициент, учитывающий параметры воздуха перед компрессором; ΔРк – перепад давлений на входном конфузоре, мм. вод.ст. 1, 033 К= Р3 ( 0,5 Т3 0,5 ) ( ) × 288 , (16) Метод не эксплуатации получил в связи широкого с распространения трудоёмкостью в установки конфузорного измерителя мощности на входном устройстве компрессора, жёсткими требованиями к измерению температуры на входе в компрессор и перепада давлений на конфузоре, особенно в зимнее время (измерялся U-образным водяным дифференциальным манометром). Имелась большая вероятность погрешности измерения ΔРк из-за возможности запыления всасывающего тракта вследствие большой продолжительности работы ГПА, а также не учёт влияния на конечные результаты утечек по газо-воздушному тракту, особенно для регенеративных ГТУ [13]. 29

1.4.6.Метод оценки располагаемой мощности и коэффициента технического состояния по сдвигу характеристики газотурбинной установки Один из методов, который не использует данные по работе центробежного компресса природного газа, является метод оценки располагаемой мощности ГТУ и КТС по сдвигу характеристики ГТУ [14]. Метод, изложенный автором в работе [14], состоит в следующем. Снимается текущий режим ГТУ, при этом определяется эффективная мощность ГПА, и фактические параметры работы ГТУ (частоты вращения компрессора низкого давления (КНД), температура перед свободной силовой турбиной (ССТ), расход ТГ). Указанные параметры приводятся к нормальным условиям с помощью формул приведения. Далее определяется li – относительные отклонения этих параметров от соответствующих величин из заводской стендовой характеристики данного двигателя при той же величине отклонения мощности. параметра – это Величина относительного отношению фактического параметра к эталонному. Величина эталонного параметра определяются по заводской характеристике в соответствии с фактической приведенной эффективной найденными относительным мощностью. отклонениям для По точек текущего режима выполняется аппроксимация, на основе которой определяются относительные отклонения в соответствии с точками режимов заводской характеристики. 30

Новые текущие характеристики данного двигателя определяются путем умножения графиков его заводской стендовой характеристики на соответствующие найденные относительные отклонения этих параметров[27]. По полученной текущей характеристике данного двигателя определяется величина располагаемой мощности при максимальных уставочных значениях параметров (частот вращения компрессоров низкого, температуры перед силовой турбиной). КТС определяется по формуле 1. Предложенный автором метод в статье [14] не требует для определения КТС по мощности достижения параметров номинального режима работы ГТУ, прост в использовании, максимально приспособлен к специфике данных, имеющихся в распоряжении эксплуатирующего персонала. Соответственно, областью применения данного метода может являться, промышленность, не но только и другие газотранспортная предприятия, где задействованы ГТУ. Кроме того, данный метод возможно реализовать в системе автоматического управления (САУ). Также мощность ГТУ может быть определена из теплового баланса, составленного для контрольного объема (15). Данный эксплуатационных метод сложен условиях, для требует реализации в дополнительных измерений и применение его для каждой ГТУ практически невозможно[27]. 1.4.7.Определение эффективной мощности газотурбинной установки по параметрам работы силовой турбины 31

В Уральском исследовательский федеральном университете проект[16,33] по ведется определению эффективной мощности ГТУ развиваемой силовой турбиной при помощи использования термодинамических штатно-измеряемых параметров и на ГТУ газодинамических функций для определения расхода газа. Алгоритм метода включает в себя два основных этапа: разработка математической модели ГТУ по параметрам номинального режима работы, а так же проведение и обработка результатов испытаний натурной ГТУ по штатно-измеряемым параметрам с целью определения эффективной мощности и КПД ГТУ, верификация разработанной модели. Входными данными для математической модели на номинальном режиме работы являются: взятые по каталогу, выпущенному параметры ГТУ ВНИИГАЗом [17] (номинальная мощность Ne, температура продуктов сгорания на входе в турбину высокого давления (ТВД) Т г, потери давления во входных и выходных патрубках, степень сжатия компрессора, расход топливного газа, расход циклового воздуха, расход продуктов сгорания за свободной силовой турбиной (ССТ), частоты вращения роторов, температура продуктов сгорания после ССТ) рисунок 2. 32

Рисунок. 2. Принципиальная схема измерения параметров двухвальной стационарной ГТУ Атмосферное давление и температура окружающей среды. Переменные параметры, принимаемые на основании опыта конструирования и эксплуатации (уточняются входе расчета): КПД каждой турбины, КПД камеры сгорания, КПД осевого компрессора, а так же механический КПД. Задается коэффициент сгорания учитывающий турбин Коэффициент Принимается и скорости разницу циклового в воздуха лопатках геометрия расхода реальной ротора продуктов компрессора. и статора. проточной части термодинамического цикла (диаметры и высоты лопаток). На этапе расчета рассчитываются основные параметры [18]: температура и давление после компрессора, удельная работа сжатия, давление и температура на входе и выходе турбин, степень расширения продуктов сгорания в турбинах, удельная работа расширения, удельная теплоемкость рабочего тела и.т.д. Задача состоит в том, чтобы добиться приемлемой сходимости номинальном между вычисленными режиме с данными 33 параметрами ГТУ представленными на в

каталоге ВНИИГАЗ. В случае необходимости для лучшего согласования расчета можно изменять некоторые задаваемые параметры (КПД турбин, коэффициент расхода, коэффициенты скорости). Газодинамический осуществляется расчет согласно ступени разработанному турбины алгоритму использованием методики, изложенной в [19]. этапе производится расчет полных и с На данном статических температур, давлений газа на входе и выходе из каждой ступени турбины, кинематических параметров потока из условия заданной реальной геометрии проточной части и т.д. Исходными данными для верификации разработанной математической модели являются данные по конкретному режиму работы установки; параметры, принимаемые на этапе расчета модели двигателя на номинальном режиме; ометаемые площади на выходе из соплового аппарата турбин, углы выхода потока из соплового аппарата, степени реактивности на среднем диаметре для каждой ступени ССТ, полученные в ходе газодинамического расчета ступеней турбин на этапе разработки математической модели двигателя. Обработка результатов теплотехнических испытаний отличается от теплового расчета модели двигателя на номинальном режиме использованием для расчета известных (замеренных при испытаниях) температур и давлений рабочего тела за осевым компрессором, за и перед ССТ, а так же в некоторых случаях пересчетом температуры газа перед ТВД. Это позволяет с достаточной точностью определить 34

теплотехнические параметры работы каждой ступени турбин и удельную работу ССТ, кДж/кг: PT 1 1−k k (( )) H e =C p⋅T T 1⋅ 1− PT 2 ⋅ Gc GB ⋅ηT⋅ηMEX , (17) где Cp – удельная теплоемкость продуктов сгорания в рассматриваемом сечении кДж/кг·К; Тт1 продуктов сгорания на входе в – температура рассматриваемую турбину/сечение, К; РТ1, РТ2 – давление на входе и выходе из турбины соответственно, Па; k – показатель адиабаты; G С – расход продуктов сгорания в рассматриваемом сечении на номинальном режиме работы ГТУ, кг/с; GВ – расход воздуха в цикле ГТУ на номинальном режиме работы, кг/с; ηт – адиабатный КПД турбины; ηмех – механический КПД турбины. Целью газодинамического расчета ступеней ССТ на данном режиме является определение параметров необходимых и достаточных для расчета расхода продуктов сгорания через ССТ на конкретном режиме работы ГПА (режиме испытаний). Для определения эффективной мощности ГТУ Nе расч необходимо рассчитать расход продуктов сгорания через ССТ Gсст. Расчет расхода газодинамических выполнен функций по с использованием следующей зависимости [20,39,40,41]: mР ¿ q ( λ ) F G= √T ¿ где (18) , F – ометаемая площадь в рассматриваемом сечении, м2; T* – полная температура в рассматриваемом сечении, К; 35

2 Р* – полное давление в рассматриваемом сечении, Н/м ; q(λ) – газодинамическая функция приведенной плотности потока массы; постоянный для данного газа коэффициент: √( 2 m= k+1 ) k+1 k−1 k , R (19) k – показатель адиабаты при полной температуре газа; ; R – универсальная газовая постоянная, м2/с2·К; Полное давление в рассматриваемом сечении: P= ¿ Р⋅C2a 2 R⋅T⋅j ( λ ) ¿ , (20) j*(λ) – газодинамическая функция скоростного напора; Р и Т статическое давление и температура в рассматриваемом сечении, Па; Сa – осевая составляющая скорости газа в рассматриваемом сечение, м/с: Н С а =ϕ⋅ 2⋅(1−ρ)⋅ ⋅sinα , η √ (21) где ϕ – коэффициент скорости сопловых или рабочих лопаток; ρ – доля теплоперепада срабатываемого в венце перед рассматриваемым сечением, по отношению ко всей ступени [21,22,23]; Н – удельная эффективная работа рассматриваемого сечения, кДж/кг; α – угол выхода потока в абсолютном движении из венца лопаток рассматриваемым сечением, град [24,37,38]. Газодинамическая функция скоростного потока: 36 перед

k 2 k−1 2 j ( λ)= ⋅λ ⋅ 1− ⋅λ k+1 k+1 ( ¿ ) 1 k−1 , (22) Приведённая скорость: λ= Са акр , (23) Скорость звука в критическом сечении: aкр= √2⋅( k/k+1 )⋅R⋅T ¿ , (24) Полная температура в рассматриваемом сечении: T =T + ¿ C 2a 2⋅Cp , (25) Газодинамическая функция приведенной плотности массы потока: k+1 q ( λ )= 2 ¿ 1 1 k−1⋅λ⋅ 1− k−1⋅λ2 k−1 , ( ) ( k+1 ) (26) Согласно разработанной модели, на этапе обработки результатов теплотехнических испытаний, определяется удельная работа расширения, приходящаяся на ССТ. После чего рассчитывается Nе расч рисунок 3. Этап 1. Математическая модель ГТУ Входные данные Расчет термодинамического цикла 37 Геометрия газотурбинной установки. проточной части. Достаточно ли данных для газодинамического расчета? Оценка Если нет Если да Аэродинамический

создание мат.модели для дальнейшей адаптации Этап 2. Регулировка и проверка Входные данные Сбор и обработка данных для обоих методов (ВНИИГАЗА и НИЛ ГПА) Газодинамический расчет газовой турбины Вычисление мощности, КПД, КТС по обоим методам Введение поправочного коэффициента Есть ли отклонение по двум методам меньше чем 2%? Если нет Если да Разработка ПО и распространение на ГПА Этап 3. Применение методики на объекте эксплуатация Входные данные Фильтрация Обработка данных Расчет параметров для оценки технического состояния ГТУ Сбор и хранение данных, мониторинг, анализ, принятие решений Рисунок. 3. Архитектура оценки технического состояния газотурбинной установки со стандартными измерениями В случае если рассчитанная согласно разработанной математической модели ГТУ мощность отличается от мощности, определенной по данным эксперимента более чем на 2,5%, производится расчет поправочного коэффициента (коэффициента стеснения) для ГТУ данного типа и корректировка данных модели для перерасчета расхода через ССТ на данном режиме с целью переопределения 38

мощности Nе расч. Необходимость ввода коэффициента связана с использованием в математической модели для расчетов ометаемой лопатками площади (для каждого венца), а не площади горла каждой решетки, что существенно упрощает создание математической модели и позволяет использовать такой подход для разных типов ГТУ. Совпадение результатов с точностью до 2,5% считается приемлемым. Исключением являются «выпавшие» (недостоверные) точки при эксперименте. Далее производится окончательный расчет приведенных параметров ГТУ: Nе пр, nccт пр, GТГпр, ηe пр для всех режимов установки и определяются однозначные параметры ГТУ, соответствующие номинальной приведенной температуре газа за турбиной Т0т2 пр. Преимуществом использование настоящего исключительно подхода штатных является измерительных систем ГПА. Однако, стоит отметить, что, ввиду наличия разных схем измерений параметров работы для ГТУ различного типа, точность методики для ГТУ разного типа может отличаться (поэтому для каждой ГТУ индивидуально разрабатывается математическая модель на первом этапе). Естественно, чем больше изменений организовано, тем выше точность настоящей методики. 1.5 Поставка цели и задач исследования На основании технической проведенного информации по теме анализа научно- исследования можно сделать следующие выводы. С развитием вычислительных мощностей и IT-технологий 39 появляется возможность

осуществлять анализ большого числа параметров работы газотурбинных установок и в процессе онлайн осуществлять оценку эффективной мощности и КПД ГТУ, мониторинг технического состояния ГТУ и отдельных ее узлов. Основной проблемой при этом является наличие точных методов определения требуемых параметров, а также точность измерительной аппаратуры. На основании анализа методов определения эффективной мощности ГТУ установлено, что наиболее точные результаты дают методы по определению мощности, потребляемой центробежным нагнетателем, и метод по определению мощности, вырабатываемой силовой турбиной ГТУ. При этом последний метод позволяет использовать только штатно-измеряемые параметры работы установки. Также одновременно, обе что методики позволит можно повысить использовать точность оценки технического состояния ГТУ и исключить недостоверные данные. Цель исследования математических заключается моделей ГТУ, в разработке уточнении методики определения мощности по параметрам силовой турбины и определения коэффициентов технического состояния газотурбинных установок на примере двигателей: ГТК-10-4; НК-16СТ; ПС-90ГП-25; MS5002e. Данное направление является актуальным, так как к задачам энергетической политики ПАО «Газпром» относится поддержание снижение высокой надежности эксплуатационных затрат транспорта с газа и использованием инновационных технологий, что может быть реализовано путем мониторинга технического 40 состояния (ТС)

эксплуатируемого оборудования, в то время как двигатели ГТК-10-4 и НК-16СТ составляют основную долю парка ГПА ПАО «Газпром», а ГТУ ПС-90-ГП-25, МS5002е одни из самых современных и перспективных двигателей, внедряемых в газотранспортной отрасли нашей страны. Для решения поставленной цели решены следующие задачи: 1. Воспроизведены математические модели ГТУ типа ГТК-10-4 и НК-16СТ, проанализированы данные эксплуатации установок; 2. Проведено численное исследование течения рабочего тела в проточной части турбин ГТУ типа ГТК-10-4 и предложены зависимости для уточнения методики определения мощности ГТУ; 3. Разработаны математические модели ГТУ типа ПС90ГП-25 и MS5002e; 4. Обработаны и проанализированы результаты испытаний ГТУ, определены КТС ГТУ по рассматриваемому подходу; 5. Рассмотрены вопросы оценки и прогнозирования технического состояния ГТУ с использованием рассматриваемой методики, разработаны рекомендации для инженерной практики. ГЛАВА 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КТС ГТУ ТИПА ГТК10-4 И НК-16СТ С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ МОЩНОСТИ ГТУ ПО СИЛОВОЙ ТУРБИНЕ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ШТАТНЫХ СИСТЕМ ИЗМЕРЕНИЯ 41

2.1 Воспроизведение математической модели для ГТУ типа ГТК-10-4 В 1968 году на «Невском машиностроительном заводе имени В.И Ленина» было начато серийное производство газоперекачивающих Конструктивные агрегатов особенности мощностью агрегатов 10 данного МВт. типа являлись дальнейшим развитием удачных конструкторских решений реализованных в агрегатах ГТ-700-5 (экономичность, надежность, высокая ремонтопригодность). Всего для нужд газовой промышленности было выпущено более 1000 агрегатов ГТК-10, более 300 из которых в настоящее время эксплуатируются в ООО «Газпром трансгаз Югорск» [43]. Установка ГТК-10-4 Невского машиностроительного завода имени В.И. Ленина выполнена по двухвальной схеме со свободной силовой турбиной низкого давления, с выходного вала которой снимается крутящий момент на привод нагнетателя и регенератором (рисунок 4) [42]. Рисунок 4. Продольный разрез ГТУ ГТК-10-4 42

Исходными данными для расчета являются данные по конкретному режиму принимаемые на работы этапе установки; расчета модели параметры, двигателя на номинальном режиме; ометаемые площади на выходе из соплового аппарата турбин, углы выхода потока из соплового аппарата, степени реактивности на среднем диаметре для каждой ступени ССТ, полученные в ходе газодинамического расчета ступеней турбин на этапе разработки математической модели двигателя. На рисунке 4 представлена схема измерения термогазодинамических параметров, на которой указаны основные конструкционные элементы ГПА и параметры, измеряемые на агрегатах с помощью, как штатных приборов, так и специально устанавливаемых измерительных приборов для получения информации, используемой в расчётных методиках [44]. Рисунок 5. Схема измерения термогазодинамических параметров ГТУ ГТК-10-4 43

Стоит отметить, что для нахождения температуры продуктов сгорания перед ТВД в математической модели используется следующая формула пересчета: Т Г 1=58⋅Р К +1,2⋅Т Т 2−7,4, (27) где Рк – давление воздуха за осевым компрессором (ОК), кгс/см2, Тт2 – температура продуктов сгорания за ССТ, С°. 2.2 Анализ результатов определения мощности для нескольких ГТУ типа ГТК-10-4 Описанная математическая модель была опробована на нескольких ГТУ типа ГТК-10-4 . Сравнение показателей эффективной мощности (Ne ВНИИГАЗА (Ne эксп ) [6]. расч ) производилось с методикой На рисунках 6-11 показаны экспериментальные данные для нескольких ГТУ ГТК-10-4. Среднеквадратичные отклонения от методики ВНИИГАЗ для разных ГТУ лежат в пределах 1 – 5%. Рисунок 6. Зависимость приведенной эффективной мощности ГТУ от приведенной температуры за ССТ 44

Рисунок 7. Зависимость приведенной эффективной мощности ГТУ от приведенной частоты вращения ТВД (слева) и частоты вращения ТНД (справа) На рисунке 6 (справа) представлена статистическая информация по пяти агрегатам ГТК-10-4. Все точки посчитаны по представленной методике на основании только штатных измерений с калиброванными измерительными приборами. Представленные на графике линии являются трендами для своей группы точек. Можно увидеть, что эти двигатели имеют различные коэффициенты тех. состояния. В основном это связано с тем, что каждый из них имеет разную наработку после ремонта. Номинальная температура на выхлопе составляет 780 К при заявленной номинальной мощности ГТК-10-4. Все тренды пересекают вертикальную линию номинальной температуры в разных положениях: 9250, 8620, 7400, 6510 и 6250 кВт соответственно. Таким образом, агрегат №1 имеет КТС по мощности 0,925, №2 0,862, №3 - 0,740, №4 – 0,651 и №5 – 0,625. Видно, что установки № 3, 4 и 5 имеют неудовлетворительное техническое. Стоит отметить, что парк установок ГТУ-10 имеет общую наработку свыше 130 000 часов, а в некоторых случаях наработка достигает 200 000 часов. На сегодняшний день установки данного типа заменяются на новые. 45

Рисунок 8. Зависимость приведенной эффективной мощности ГТУ от приведенной температуры за ССТ 46

Рисунок 9. Зависимость приведенной эффективной мощности ГТУ от приведенной частоты вращения ТВД Рисунок 10. Зависимость приведенной эффективной мощности ГТУ от приведенной частоты вращения ТВД 47

Рисунок 11. Зависимость приведенной эффективной мощности ГТУ от приведенной частоты вращения ТВД Как видно из рисунков 8-11 отклонение результатов по двум методам в зависимости от измеряемого параметра ГТУ имеет одинаковый характер, а именно, при большей эффективной мощности ГТУ (ГТУ№1 и ГТУ№7) наблюдаются завышенные получаемые значения для метода «по ССТ» по сравнению с методикой ВНИИГАЗА, причем отклонение в получаемой мощности увеличивается с ростом нагрузки. ГТУ№1 и ГТУ№7 обладают наибольшим КТС среди рассматриваемых 0,9 и 0,85 соответственно. Для других агрегатов данного отклонения не наблюдается, (линии практически параллельны друг другу в рассматриваемом диапазоне работы) непосредственным что может отсутствием для быть связано данных агрегатов режимов работы в области номинальной загрузки (как для 48

ГТУ№1 и №7), либо же более низким КТС установок (ГТУ№2 – 0,507; ГТУ№4 – 0,607; ГТУ№5 – 0,49; ГТУ№6 – 0,66). Из рисунка 6 (справа) также видно, что по смещению линии тренда можно судить о деградации технического состояния конкретной установки. При этом точное значение мощности ГТУ определять не обязательно, главное отслеживать ее количественное изменение (например, в %). Также начинать отслеживать не обязательно с «идеального» состояния ГТУ. Данный признак может использоваться в диагностических системах. Одной из возможных причин оказывающих влияние на точность получаемого значения эффективной мощности метода «по ССТ» могут являться принятые постоянными значения КПД ступени, степени реактивности ступени и угла выхода потока из соплового аппарата (СА) ступени. Поэтому целесообразно режима получить работы зависимости ступени при их изменения помощи от численного моделирования работы ступеней ГТУ ГТК-10-4. 2.3 Разработка численной модели проточной части турбины ГТК-10-4 и проведение численного исследования Исследование течения в проточной части турбин ГТУ ГТК-10-4 осуществлялось с помощью программного комплекса ANSYS [45,46]. Цель: моделирование течения в проточной части осевой турбины и верификация численной модели. На первом этапе была разработана трехмерная модель (рисунок 12). Построение трехмерной модели осуществлялось 49

в модуле DesignModeler, в котором формировалась проточная часть. После чего эти данные передавались в модуль TurboGrid для построения расчетной сетки. Для примера на рисунке 13 представлена расчетная сетка соплового аппарата. На каждый домен среднее число ячеек составило около 100 тыс. Разбиение осуществлялось на структурированную сетку. Расчет проходил в модуле CFX. Расчетная модель представлена на рисунке 13. В качестве граничных условий использовалось полная температура и полное давление на входе в расчетную область и статическое давление на выходе из расчетной области. Расчет проводился в осесимметричной постановке. Задавались поверхности периодичности. На поверхностях Hub (корень) и Shroud (периферия) задавалась шероховатости. Над стенка рабочими (Wall) лопатками без ТВД учета и ТНД учитывался радиальный зазор величиной 3 мм. Лопатки задавались типом стенка (wall). Интерфейс между доменами принят Stage. Расчет проводился в стационарной постановке. В качестве модели турбулентности использовался k-ε и SST. Рабочее тело – идеальный воздух. Поскольку температура на входе в ГТК-10-4 не превышает 1100 К, лопаточный аппарат выполнен без охлаждения. Это значительно упростило решение задачи численного моделирования. Используя анализ параметров в каждой точке пространства численной модели осуществлялось сравнение различных расчетов между собой. 50

Рисунок 12. 3D-модели рабочих лопаток ГТУ ГТК-10-4 Рисунок 13. Расчетная сетка СА ТВД ГТУ ГТК-10-4 (слева) и расчетная область проточной части турбин ГТУ ГТК-10-4 (справа) Сравнение расчета в ANSYS осуществлялось со значениями, полученными в результате расчета в программе Microsoft Excel по методике НИЛ ГПА [4] таблицы 2.1-2.2 и рисунок 14. Таблица 2.1 – Основные характеристики ГТУ Номинальные значения ГТУ Мощность, кВт 10000 Расход продуктов 84,82 сгорания на выхлопе, кг/с Удельная 117,89 51 Ansys 9197,8 79,98 115,0

эффективная кДж/кг работа, Таблица 2.2 – Отклонение получаемых данных Результаты Результаты расчета Excel расчета Ansys КПД ССТ 0,88 effPTT 0,8822 Абсолютн ое отклонение – Степень расширения 2,31 2,358 продуктов сгорания ТВД Степень расширения 1,79 1,747 продуктов сгорания в ССТ Удельная 197,18 кДж/ 205,96 кДж/ работа кг кг расширения ТВД Полная температура за 881,3 К 865,92 К ступенью ТВД 52 Относите льное отклонение 0,0599 2,59 0,0429 -2,4 10,59 5,37 -22,17 -2,56

Таблица 2.2 – Окончание таблицы Полное давление за ступенью ТВД Статическая температура за РЛ ТВД Статическая температура за РЛ ССТ Статическое давление за РЛ ТВД Окружная скорость на среднем диаметре РЛ ТВД Окружная скорость на среднем диаметре РЛ ТНД Статическая температура за СА ТВД Статическая температура за СА ТНД 186,2 кПа 195,26 кПа 8,78 4,5 863,28 К 842 К -23,11 -2,67 750,27 К 733,24 К -16,62 -2,26 169,6 кПа 176,94 кПа 6,55 3,86 324,97 м/с 324,97 м/с 0 0,0 299,9 м/с 298,17 м/с -1,72 -0,57 936,32 К 884,22 К -51,53 -5,50 812,57 К 770,82 К -41,57 -5,11 Рисунок 14. Треугольники скоростей на среднем диаметре ТВД (сверху) и ТНД (снизу): Красным – результаты численного моделирования; 53

Черным – результаты одномерного расчета Сравнение результатов на переменном режиме осуществлялось с методикой НИЛ ГПА и результатами обработанными при помощи «Методических указаний по проведению теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов» ПР 51-31323949-43-99. Результаты представлены на рисунке 15 и в таблице 2.3. Таблица режиме 2.3 – Результаты Испытания (ПР-51 Метод Шульца) Режим 1 8415,32 кВт Режим 2 9992,64 кВт Режим 3 6858,14 кВт Режим 4 Режим 5 Режим 6 Режим 7 7075,99 кВт 9113,22 кВт 7054,97 кВт 7644,06 кВт испытаний Испытан ия (ПР-51 Метод Энтальпий ) 8332,6 кВт 9923,5 кВт 6755,2 кВт 6998,1 кВт 8943,8 кВт 6917,0 кВт 7577,9 кВт 54 на переменном Методика ы «НИЛ ГПА» 8569,71кВ т 10845кВт 6115,98 кВт 6922,62 кВт 9423,75 кВт 6777,98 кВт 7363,83 кВт Результат ANSYS 8168 кВт 9536 кВт 6094 кВт 6653 кВт 8449 кВт 6524 кВт 6967 кВт

Рисунок 15. Гистограмма эффективной мощности В двух турбинах по результатам ANSYS наблюдается большее значение абсолютной скорости на выходе из СА, разница могла возникнуть из-за меньшего угла выхода потока из СА ступени, приводящего к росту конфузорности канала, а вместе с ней и скорости потока. Так же помимо геометрических параметров, на разнице могли сказаться термодинамические параметры. Из-за равенства окружных скоростей это привело к меньшему углу входа потока в рабочие лопатки турбин. Отличие углов РЛ может быть следствием наличия каких-либо вихревых структур, наличия пограничного слоя в корневом и периферийных обводах, перетекания через радиальный зазор. Исходя из того, что угол выхода потока из ступени в ТВД меньше 90° можно сделать вывод, что ступень работает не в оптимальном режиме – перегружена, ТНД наоборот недогружена. Температура перед ССТ на всех режимах по результатам ANSYS меньше чем по расчетам Excel в среднем на 5,62%. Это связано с большей степенью расширения 55

продуктов сгорания в турбине ТВД, которая в свою очередь может быть следствием более высокого значения КПД ступени из-за несовпадения величины радиального зазора численной модели (ANSYS) математической модели (Excel), недостаточной густотой сетки, точностью модели турбулентности. Соответственно, так как термодинамические параметры на входе и выходе для двух методов расчета заданы едиными, а на долю ТВД пришлось большее сработанное давление (в среднем на 8,64 %), это могло стать причиной меньшей степени расширения продуктов сгорания в ССТ. Из-за большей скорости потока на выходе из СА ТНД и СА ТВД по результатам ANSYS, статическая температура за СА будет меньше в среднем на 6,74% для ТВД и на 6,69% для ТНД. На массовом расходе продуктов сгорания могла сказаться разница в ометаемой площади на выходе из РК ТНД (3,17 %), а так же расхождение в осевой составляющей абсолютной сказалось в скорости значении (0,13 %). В конечном эффективной счете, мощности. это Среднее расхождение эффективной мощности найденной в ANSYS относительно других методов составило:  по СТ: -6,3 %;  метод Шульца: -7,5 %;  метод энтальпий: -6,1 %. В целом, сходимость численной модели cрезультатами испытаний ГТУ обработанными при помощи методических указаний ПР-51-31323949-43-99 удовлетворительная. Среднее расхождение результатов ANSYS с методом «энтальпий» составило 5,15%, а с методом Шульца 6,52%. При равных возможностях применения методов авторами методических 56

указаний приоритет отдается методу «энтальпий». Для улучшения сходимости, исходя из результатов при различных параметрах численной модели, имеет смысл увеличить густоту сетки. Так же, некоторое влияние могло оказать, что в качестве рабочего тела в численной модели использовался воздух. Следует отметить, что несовпадение радиального зазора так же могло сказаться на конечных результатах, поэтому стоит уделить внимание геометрии численной модели. 2.4 Уточнение методики оценки мощности на основании полученных результатов Как отмечалось ранее, (гл. 1.4.7) некоторые переменные параметры (КПД турбины, степень реактивности ступени, угол выхода потока из соплового аппарата) были приняты на эксплуатации. основании опыта Целесообразно, математической модели ГТУ для конструирования увеличения и точности данные параметры принимать не постоянными, а переменными в зависимости от режима работы установки. Для этого, после обработки результатов численной модели проточной части турбин ГТК-10-4 были выведены зависимости изменения КПД (рисунок 16), угла выхода потока из соплового аппарата (рисунок 17) и степени реактивности (рисунок 18) в зависимости от частоты вращения турбины. 57

Рисунок 16. Зависимость политропного КПД по полным параметрам от частоты вращения ТВД (слева), ТНД (справа) Рисунок 27. Зависимость угла выхода из СА от частоты вращения ТВД (слева) и ТНД (справа) Рисунок 18. Зависимость степени реактивности от частоты вращения ТВД (слева) и ТНД (справа) Полученные зависимости были включены в методику расчета мощности ГТУ и проведены повторные расчеты, результаты после включения зависимостей представлены на рисунках 19 и 20. 58

Рисунок 19. График зависимости приведенной мощности и приведенной расчетной мощности после ввода поправочного коэффициента от приведенной температуры за турбиной для ГТУ типа ГТК-10-4 по расходу продуктов сгорания за СА ТНД Рисунок 20. Погрешность между приведенной мощностью и приведенной расчетной мощностью после ввода поправочного коэффициента при соответствующей режиму приведенной температуре за турбиной для ГТУ типа ГТК-10-4 по расходу продуктов сгорания за СА ТНД Как видно из представленных результатов совпадение получаемых значений мощности стало несколько лучше в среднем на 1,65% после ввода поправочного коэффициента. На рисунках 21-22 приведены графики сравнения расхода продуктов сгорания по различным сечениям для ГТУ №1. 59

Рисунок 31. Сравнение расхода продуктов сгорания ГТУ по сечениям на разных режимах работы Рисунок 22. Сравнение расхода продуктов сгорания ГТУ по сечениям на разных режимах работы Сечение за РЛ ТВД показывает существенно более низкий расход в сравнении с другими, возможно, это связано не учетом в математической модели каких-либо вихревых структур имеющихся за РЛ. Как видно расход за РЛ ССТ такого отклонения не имеет, не исключено что на это 60

повлияло задание давления за РЛ ССТ. Не совпадение расхода по режимам внутри рассматриваемых сечений вызвано не совпадением осевых составляющих абсолютной скорости потока, одной из причин разных скоростей является отличные коэффициенты численной модели. Но скорости в математической целом, данное и расхождение находится в диапазоне от -1 до +5%, которое можно считать приемлемым для расчетных целей. 2.5 Воспроизведение математической для ГТУ типа НК-16СТ модели ГТД НК-16СТ (рисунок 23), используемый в составе газоперекачивающего центробежного агрегата нагнетателя ГПА-Ц-16 газа, для создан привода на основе авиационного двигателя НК-8-2У магистральных реактивных самолётов ТУ-154. Конструктивно двигатель НК-16СТ выполнен из двух модулей и имеет трехвальную схему: - двигателя НК-16СТ (газогенератора), где компрессор – осевой десятиступенчатый, двухкаскадный, состоящий из компрессора низкого давления и компрессора высокого давления приводимые одноступенчатыми турбинами низкого и высокого давления соответственно. - одноступенчатой свободной турбины 16СТ, с выходного вала которой снимается крутящий момент на привод нагнетателя. ГПА-Ц-16 является основным типом газоперекачивающих агрегатов газотранспортной системы ООО «Газпром трансгаз Югорск» (35% от общего количества 61

и более 40% от установленной мощности), выполняет более 60% всей товаротранспортной работы Общества. Для данного типа ГПА была построена математическая модель [35]. В отличии от ГТК-10-4 НК-16СТ выполнена по простому циклу, а также состоит из трёх валов. Рисунок 23. Продольный разрез ГТУ типа НК-16СТ Термогазодинамические параметры, расчете представлены на рисунке 24. 62 участвующие в

Рисунок 24. Схема измерения термогазодинамических параметров ГТУ НК-16СТ 2.6 Анализ результатов определения мощности для ГТУ типа НК-16СТ Результаты расчета по методике ВНИИГАЗА (Ne эксп ) и методике оценки мощности ГТУ по силовой турбине с использованием штатных систем измерения (Ne НК-16СТ представлены на рисунках 25 и 26. 63 расч ) для ГТУ

Рисунок 25. Зависимость приведенной эффективной мощности ГТУ от приведенной температуры за ССТ (слева) и приведенной частоты вращения ТНД (справа) Рисунок 26. Зависимость приведенной эффективной мощности ГТУ от приведенной частоты вращения ССТ (слева) и приведённого расхода продуктов сгорания (справа) Как видно из представленных графиков сходимость получаемых результатов эффективной мощности по двум методикам достаточно высокая (среднеквадратичное отклонение ±2,5%). Стоит отметить, что с увеличением нагрузки ГТУ сходимость методов улучшается. На всех графиках наблюдается разное значение КТС установки, выбор следует остановить на том параметре, при котором получается наименьшая эффективная мощность а, следовательно, КТС. Для данной установки это температура продуктов сгорания за ССТ. По методу ВНИИГАЗА КТС составил 0,673, по методу «по СТ» 0,65. Данное техническое состояние установки является неудовлетворительным. Одной из причин такого состояния является высокая наработку агрегата. На рисунке 27 представлено сравнение значения мощности по двум методикам (НИЛ ГПА и ПР-51) до ввода поправочного коэффициента. Видно, что на всех режимах работы значения для СА ТВД 64 и перед РЛ ТВД

положительные, следовательно, мощность, вычисленная по данным сечениям ниже, чем значения, полученные в результате испытаний ГПА по методике ПР-51. Возможно, это связано с тем, что значения давления, температуры и скорости потока, полученные в результате расчета меньше чем их реальное значение. После РЛ ТВД наблюдается существенный рост получаемых значений мощности по методике НИЛ ГПА (отрицательное отклонение значений на графике). Одно из предположений, что на такой скачок повлияло, что в данном сечении используется температура, которая получена из данных испытаний, а не расчетным путём. Следует отметить, что температура перед ССТ в двигателе НК-16СТ измеряется не непосредственно перед СА ССТ, а на некотором удалении (перед ним), что в свою очередь может сказываться на точности расчета, но скорее всего, данный нюанс не будет являться ключевым в столь высокой неточности получаемого значения мощности. Одной из возможных причин столь низкого отклонения получаемого значения мощности в сечении после РЛ ТНД может быть, то, что значение полного давления (которое оказывает существенное влияние на значение расхода) было принято как атмосферное давление во время испытания плюс величина потерь выхлопного тракта и не исключено что принимаемое значение, оказалось более близким к реальному значению давления продуктов сгорания, чем давления в других сечениях, которые были получены математическим путем, а отклонение связано с неточностью вычисляемой температуры продуктов сгорания, а так же принимаемой величиной давления. 65

Рисунок 27. Сравнение значения мощности по двум методикам до ввода поправочного коэффициента для ГТУ НК16СТ 2.7. Выводы и рекомендации по главе 1. При помощи математических моделей методических указаний ПР 51-31323949-43-99 и НИЛ ГПА обработаны результаты испытаний ГТУ ГТК-10-4 и НК-16СТ. Среднееквадратичное отклонение результатов эффективной мощности ГТУ между методами составило 1-5 %. 2. Создана численная модель турбин ГТУ ГТК-10-4. Численная конечно-элементная модель сопоставлением с результатами обработки помощи методических «Газпром указаний ВНИИГАЗ». верифицирована испытаний при разработанными Отклонение ООО результатов моделирования от данных обработки испытаний составило в среднем 5,8%. 3. Выведены зависимости изменения степени реактивности и КПД ступеней ГТУ ГТК-10-4 на переменных режимах работы для уточнения методики определения эффективной мощности и КПД ГТУ по штатным параметрам. 66

4. Установлено, что учет полученных зависимостей позволяет повысить точность определения эффективной мощности ГТУ на 1,65%. 5. Расхождение значений расхода на разных режимах работы установки по результатам численного моделирования и результатам расчета по предложенной методике находится в диапазоне -1 – +5 %. Принимая во внимание, что оба метода являются расчетными полученное Данные и расхождение результаты имеют можно также свою погрешность, считать приемлемым. подтверждают возможность применения предложенного подхода. ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ГТУ ТИПА ПС-90ГП-25 И MS5002E И ОПРЕДЕЛЕНИЕ КТС ГТУ 3.1 Разработка математической модели ГТУ типа ПС-90ГП-25 Газотурбинный двигатель ПС-90ГП-25, разработан на базе высокоэффективного авиационного двигателя ПС-90А с использованием 12П и ГТУ-16П. газотурбинного узлов газотурбинных Двигатель состоит двухвального установок ГТУ- из двух модулей: газогенератора; силовой турбины рисунок 28. Промышленные двигатели ПС-90ГП-25А уже находятся в эксплуатации ПАО «Лукойл», ООО «ЛУКОЙЛ – Пермнефтеоргсинтез» и ПАО «Газпром»[54]. Для данного математическая типа модель. ГТУ была Отличительной разработана чертой данной установки является наличие многоступенчатых турбин (ТВД – 67

2 ступени; ССТ математической – 3 ступени) модели путём это было учтено распределения в общего теплоперепада рассматриваемой турбины по ступеням. Для 1-ой ступени ТВД – 0,512, 2-ая ступень ТВД – 0,488, а для ССТ принимались следующие доли: 1-ая ступень ССТ – 0,349; 2-ая ступень ССТ – 0,327; 3-ья ступень ССТ – 0,324 от общего теплоперепада турбины. Так же стоит отметить, что для обеспечения устойчивой диапазоне работы эксплуатационных компрессора режимов во и всем снижения вибронапряжений на рабочих лопатках – лопатки входного направляющего аппарата и направляющих аппаратов первой и второй ступеней КВД выполнены поворотными. Степень расширения ТВД и ТНД определялась по следующей зависимости: π Т 1= (28) где πт – суммарная степень √ 1 1− А( π 2Т −1 ) ; π 2Т расширения турбин на переменном режиме работы; А= 1−π −2 Т 10 π −2 Т 0 , (29) πт0 – суммарная степень расширения турбин на номинальном режиме работы ГТУ, πт10 – степень расширения рассматриваемой турбины на номинальном режиме работы. 68

Рисунок 28. Продольный разрез ГТУ типа ПС-90ГП-25 Термогазодинамические параметры, участвующие в расчете представлены на рисунке 29. Рисунок 29. Схема измерения термогазодинамических параметров ГТУ типа ПС-90ГП-25 3.1.1 Расчет на номинальном режиме ГТУ 3.1.1.1 Исходные данные Исходные данные для проведения расчетов ГТУ ПС90ГП-25 представлены в таблице 3.1 и таблице 3.2. 69

Таблица 3.1 – Исходные данные для ГТУ типа ПС-90ГП-25 № п/ п 1 1 2 3 4 5 6 Наименование 2 Номинальная мощность двигателя Температура газа перед ТВД Степень повышения давления в ОК Расход воздуха в цикле Расход продуктов сгорания за ССТ Температура продуктов сгорания за ССТ 3 Единиц ы измерен ия 4 ПС-90-ГП25 5 Ne кВт 25000 Тг1 К 1501 πк - 30,5 Gв кг/с 81,7 Gст кг/с 79,6 Тт3 К 745 Обозначе ние 70 Значение

Таблица 3.1 – Продолжение таблицы 16 Частота вращения ротора высокого давления Частота вращения ротора низкого давления Частота вращения ротора ССТ Сопротивление входного тракта Сопротивление выходного тракта Расход топливного газа Температура атмосферного воздуха Температура топливного газа Давление атмосферного воздуха КПД ТВД 17 КПД ТНД η2 - 0,895 18 КПД ССТ η3 - 0,895 19 КПД ОК ηк - 0,87 20 КПД КС Механический КПД Гидравлическое сопротивление по тракту Теплоемкость продуктов сгограния перед ТВД Теплоемкость продуктов сгограния перед ТНД Теплоемкость продуктов сгограния перед ССТ Удельный расход охлаждающего воздуха ηкс - 0,995 ηмех - 0,975 ξтр - 0,04 Ср1 кДж/ кг·К 1,18 Ср2 кДж/ кг·К 1,16 Ср3 кДж/ кг·К 1,14 qохл - 0,12 7 8 9 10 11 12 13 14 15 21 22 23 24 25 26 nВД об/мин 11680 nНД об/мин 4250 nССТ об/мин 5000 ξвхтр кПа 0,98 ξвыхтр кПа 0,98 Gтг кг/с 1,3309 Та К 288 Тг К 288 Ра Па 101300 η1 - 0,895 71

27 28 29 Удельный расход утечек Удельных расход топлива Условный коэффициент расхода для ТВД qут - 0,015 qтоп - 0,025 ν1 - 0,88 ν2 - 0,95 ν3 - 1 φ - 0,97 ψ - 0,95 Тк К 813 Таблица 3.1 – Окончание таблицы 30 31 32 33 34 Условный коэффициент расхода для ТНД Условный коэффициент расхода для ССТ Коэффициент скорости для сопловой решетки Коэффициент скорости для рабочей решетки Температура воздуха за ОК Таблица 3.2 – Реальная геометрия проточных частей турбин ГТУ типа ПС-90ГП-25 № п/п 1 1 2 3 4 Наименова ние 2 Корневой диаметр для СА (замер по выходу) Корневой диаметр для РК (замер по выходу) Высота сопловой лопатки (замер по входу в СА) Высота сопловой лопатки Обозначение 3 Ед. изм ерени я 4 2 -ая ст. Т НД 1 -ая ст. 6 7 ТВД 1 -ая с т. 5 ССТ 1 -ая с т. 8 2ая ст. 3 -ья ст. 9 1 0 Dск мм 5 84,8 5 84,8 7 82,8 8 36,8 82 7,8 8 08,8 Dрк мм 5 83,8 5 83,8 7 93,2 8 36,8 81 7,8 7 98,8 lc мм 5 4,3 5 7,5 00 1 17 8,7 2 31,5 lc мм 5 7 1,1 1 12,4 1 49,6 20 0,5 2 48,5 72 1 1 31

5 (замер по выходу из СА) Высота рабочей лопатки (замер по выходу из РК) lр мм 2 5 8 3,9 1 20,4 1 69,5 22 5,5 65 2 3.1.2 Расчет тепловой схемы ГТУ На данном этапе производится расчет основных показателей осевого компрессора – теплоемкости воздуха, температуры и давления воздуха за компрессором, удельной работы сжатия и т.д. В данном случае компрессор состоит из двух каскадов, поэтому расчет параметров осуществляется для каждого каскада отдельного. Далее идет расчет основных показателей для каждой турбины – температуры и давления газа на входе и выходе из турбин, суммарной и приходящейся на каждую турбину степени расширения, расхода продуктов сгорания, удельной работы расширения турбин и т.д. 3.1.3. Проверка корректности модели Проверка корректности модели заключается в полном соответствии параметров, полученных в тепловом расчете ГТУ со следующими параметрами, представленными в альбоме показателей газотурбинных ГПА: 1) Температура воздуха за осевым компрессором. 2) Эффективный КПД ГТУ. Производится сопоставление расчѐтного КПД с номинальным результатов сравниваются удельные КПД. Для работы проверки расширения турбин ТВД, ТНД и ССТ, с удельными работами турбин, рассчитанными по следующей зависимости: 73

1−к H T =cpT T Г 1−πТ к ( )η Т (29) В случае необходимости производится корректировка принимаемых параметров – КПД ОК и турбин, условных коэффициентов расхода νт и т.д (таблица 3.1). 3.1.4. Газодинамический расчет Целью характерных данного расчѐта газодинамических является параметров определение на входе и выходе из всех ступеней ТВД, ТНД и ССТ на основании данных по геометрии проточной части из таблицы 3.2 и результатов теплового расчѐта. Первоначально находятся термодинамические и газодинамические параметры ТВД, ТНД и ССТ, затем проводится расчѐт по ступеням. 74

3.1.5. Расчет переменных режимов ГТУ 3.1.5.1. Исходные данные Исходными данными для расчетов являются данные по конкретному режиму принимаемые на работы этапе установки; расчета модели параметры, двигателя на номинальном режиме; ометаемые площади на выходе из соплового аппарата турбин, углы выхода потока из соплового аппарата, степени реактивности на среднем диаметре для каждой ступени ССТ, полученные в ходе газодинамического расчета ступеней турбин на этапе разработки математической модели двигателя в пункте 3.1.1. 3.1.5.2. Тепловой расчет ГТУ Расчет тепловой схемы установки на данном режиме выполняется на базе методики НИЛ ГПА УрФУ [16] и отличается от номинальном теплового режиме расчета модели использованием двигателя для на расчета замеренных при испытаниях параметров. 3.1.5.3. Газодинамический расчет ССТ на переменных режимах работы Газодинамический расчет ступени ССТ осуществляется согласно алгоритму в пункте 3.1.4. Целью данного расчета является определение параметров необходимых и достаточных для расчета расхода продуктов 75

сгорания через ССТ на конкретном режиме работы ГПА (режиме испытаний). 76

3.1.6. Определение эффективной мощности ГТУ через расход продуктов сгорания в ССТ с использованием газодинамических функций Расчет расхода выполнен с использованием газодинамических функций (ГДФ). 3.2. Обработка результатов испытаний и оценка КТС ГТУ типа ПС-90-ГП25 3.2.1 Определение эффективной мощности ГТУ типа ПС-90ГП-25 Согласно алгоритму, была определена эффективная мощность ГТУ типа ПС-90ГП-25 по расходу различных сечений турбин, результаты приведены в таблице 3.3. Таблица 3.3 – Приведенная мощность ГТУ Вели чина Ne пр Сечение Перед СА ТВД После ТВД После ТВД После ТВД После ТВД После ТНД После ТНД После ССТ После ССТ После ССТ После ССТ После ССТ После 1-ой ступени СА 1-ой ступени РЛ 2-ой ступени СА 2-ой ступени РЛ 1-ой ступени СА 1-ой ступени РЛ 1-ой ступени СА 1-ой ступени РЛ 2-ой ступени СА 2-ой ступени РЛ 3-ей ступени СА 3-ей ступени РЛ Ед. измерения кВт Режим 1 2 16 341 15 558 10 061 12 333 15 207 17 029 19 417 17 884 17 609 16 991 23 388 21 124 20 17 982 17 120 10 848 13 282 16 643 18 545 21 025 19 727 19 265 18 446 25 465 22 833 21 3 19 540 18 603 11 823 14 467 18 061 19 985 22 514 21 532 20 884 19 854 27 473 24 478 23 4 21 052 20 043 12 773 15 621 19 438 21 355 23 916 23 284 22 440 21 202 29 413 26 048 24 5 22 085 21 025 13 417 16 405 20 377 22 295 24 894 24 483 23 521 22 110 30 713 27 103 25

ССТ 692 899 232 507 321 В качестве расчетного было взято сечение после 1-ой ступени СА ТНД. Расчётная мощность с учётом ввода поправочного коэффициента представлена в таблице 3.4. Таблица 3.4 – Сопоставление результатов Мощность ВНИИГАЗа Расчётная мощность по эксп Ne пр Nерасчпр к Вт к % % Поправочный коэффициент Расчётная мощность с учётом коэффициента Отклонение после ввода поправочного коэффициента Кп - N Приведённые е 1872 0 170 N 1,65 1,02 18 к Вт 2055 29 Отклонение Nерасчпр 3 167 52 Вт е Режим 1 2 1854 % % 5 0,93% 1,021 8 2,77% 1,02 18 1894 9 3,87 2042 0 1,22 % параметры 1998 5 174 00 5 ГТУ 0,65% 4 5 22183 23494 21355 22295 -3,73% -5,10% 1,0218 1,0218 21820 22781 -1,64% -3,04% определялись по формулам (30-34) Приведенное значение эффективной мощности турбины ССТ: N расч e|пр⋅1 ,032973 288 N e|np = ⋅ ( В0⋅1 ,019716 ) Т а √ (30) Приведенная частота вращения ротора ССТ: nccт пр =nccт  288/Та (31) Приведенный расход топливного газа: 78

N расч ⋅1 ,032973 288 Q M e|пр N e|np = ⋅ ⋅ ( В0⋅1 ,019716 ) Т а Q MO √ √ (32) Приведенный эффективный КПД ГТУ: eпр =Nср епр/Gтгпр/(Qм +iтг ) (33) Приведенная температура на выходе из ССТ: 288 T T 2|пр=T T 2⋅ Ta (34) Результаты сведены в таблицу 3.5: Таблица 3.5 – Приведенные параметры ГТУ типа ПС-90ГП-25 Обо значе ние Наименование Эффективная ГТУ по ВНИИГАЗа мощность Частота вращения ТВД Частота вращения ТНД Частота вращения ССТ Температура за ССТ эксп Ne Эффективный КПД пр 8 nтнд пр nсст пр Тт2 пр 1134 2055 5 1145 4 2218 3 1153 5 7 2349 4 1162 9 1167 4022 4102 4179 4228 4406 4550 4711 4841 4991 729 739 748 757 762 Gтг 0,955 1894 9 3 3 2 4 3927 1740 ηе пр 3 1872 0 Nерасчпр 0 пр 2 1675 2 nтвд пр Эффективная мощность ГТУ по расходу ПС после 1-ой ступени СА ТНД Расход топливного газа Режим 1 1,039 2 0,361 79 2042 0 1 1,108 1 0,371 2182 0 2 1,203 7 0,382 2278 1 7 1,233 0 0,379 6 0,392

Графическое определение мощности ГТУ типа ПС90ГП-25 соответствующей номинальной температуре газа за ССТ представлено на рисунке 30. Рисунок 30. Зависимость эффективной приведенной мощности ГТУ от приведенной температуры продуктов сгорания за ССТ по двум методам (ВНИИГАЗа и НИЛ ГПА) Коэффициент технического состояния по мощности определялся по следующей зависимости: N пр e 0 19900 K Ne= = =0 ,796 N e 0 25000 (35) Где Ne0пр – приведенная эффективная мощность ССТ, соответствующая Т0т2 пр , кВт; Ne0 – номинальная мощность ГТУ, кВт. 3.3. Анализ результатов определения мощности для ГТУ типа ПС-90-ГП25 Результаты расчета по методике ВНИИГАЗА (Ne эксп ) и методике оценки мощности ГТУ по силовой турбине с 80

использованием штатных систем измерения (Ne расч ) для ГТУ типа ПС-90ГП-25 представлены на рисунках 31 и 32. Рисунок 31. Зависимость приведенной эффективной мощности ГТУ от приведенной частоты вращения ТВД (слева) и приведенной частоты вращения ТНД (справа) Рисунок 32. Зависимость приведенной эффективной мощности ГТУ от приведенной частоты вращения ССТ (слева) и приведённого расхода продуктов сгорания (справа) Из представленных среднеквадратичное графиков видно, что отклонение получаемых результатов эффективной мощности по двум методам составило около 3%. В отличие от ГТУ рассмотренных ранее для данного типа установки характерны завышенные значения эффективной мощности на режимах малой нагрузки. Наименьший КТС (0,796) для двух рассматриваемых методов оказался при номинальной температуре газа за ССТ. На рисунке 33 представлено сравнение значения мощности по двум методикам (НИЛ ГПА и ПР-51) до ввода 81

поправочного означает, коэффициента. что значение Положительное эффективной отклонение мощности ГТУ найденное по методике ПР-51 выше, чем по методу НИЛ ГПА, а отрицательное соответственно наоборот. Как и для выше упомянутых типов ГТУ большинство сечений за РЛ имеют более высокое отклонение получаемых значений мощности по сравнению с сечениями за СА. Так же как видно из гистрограммы ВНИИГАЗа по значения эффективной всем рассматриваемым мощности сечениям по с увеличением нагрузки на ГТУ растут более интенсивно, чем по методу НИЛ ГПА, следовательно, какой-то из параметров влияющий на расход продуктов сгорания и теплоперепад на ступень с ростом нагрузки «отстает» от действительного значения. Рисунок 33. Сравнение значения мощности по двум методикам до ввода поправочного коэффициента для ГТУ ПС90ГП-25 82

3.4 Разработка математической модели ГТУ типа MS5002E Газовая турбина типа MS5002e рисунок (34 и 35), выпуск которой (по лицензии General Electric, Nuovo Pignone, Италия) освоен компанией «РЭП Холдинг». Установка простому является циклу. ТВД и двухвальной ТНД выполненной двухступенчатые. по Доля срабатываемого теплоперепада принималась следующей: 1ая ступень – 0,524, 2-ая ступень – 0,476 от общего теплоперепада ТВД; 1-ая ступень – 0,463, 2-ая ступень – 0,537 от общего теплоперепада ТНД. Осевой компрессор оборудован на входе и в первых двух ступенях поворотными направляющими аппаратами для регулирования расхода воздуха в широком диапазоне, что упрощает запуск и управление двигателем. расширения ТВД определялась по формуле 28. 83 Степень

Рисунок 34. Схема измерения термогазодинамических параметров ГТУ типа MS5002e Рисунок 35. Продольный разрез ГТУ типа MS5002e 3.4.1 Исходные данные Исходные данные для проведения расчѐтов ГТУ ПС90ГП-25 представлены Последовательность в таблице расчета описанному в главе 3.1. 84 3.6 и аналогична таблице 3.7. алгоритму,

Таблица 3.6 – Исходные данные № п/ Обоз начен ие Едини цы измерен ия Ne кВт 30729 Тг1 К 1383 πк - 17 Gв кг/с 100 Gст кг/с 101,7 Тт2 К 783 nВД об/мин 7750 nНД об/мин 5714 ξвхтр кПа 1 ξвыхтр кПа 1 Gтг кг/с 1,74 Та К 288 Тг К 288 Ра Па 101300 КПД ТВД η1 - 0,88 КПД ССТ η2 - 0,88 Наименование п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 Номинальная мощность двигателя Температура газа перед ТВД Степень повышения давления в ОК Расход воздуха в цикле Расход продуктов сгорания за ССТ Температура продуктов сгорания за ССТ Частота вращения ротора высокого давления Частота вращения ротора низкого давления Сопротивление входного тракта Сопротивление выходного тракта Расход топливного газа Температура атмосферного воздуха Температура топливного газа Давление атмосферного воздуха 85 Значени е MS5002e

Таблица 3.6 – Окончание таблицы 1 7 1 8 1 9 КПД ОК ηк - 0,863 КПД КС ηкс - 0,986 Механический КПД ηмех - 0,99 ξтр - 0,03 2 Гидравлическое сопротивление по тракту 2 Теплоемкость продуктов 1 сгограния в ССТ 2 Удельный расход 2 охлаждающего воздуха 2 Удельный расход утечек 3 2 Удельный расход топлива 4 2 Условный коэффициент 5 расхода для ТВД 2 Условный коэффициент 6 расхода для ТНД 2 Коэффициент скорости 7 для сопловой решетки 0 кДж/ кг·К Ср2 1,16 qохл - 0,03 qут - 0,015 qтоп - 0,02 ν1 - 0,975 ν2 - 1,005 φ - 0,97 Таблица 3.7 – Реальная геометрия проточных частей турбин ГТУ типа MS5002e Обо ТВД ТНД № Ед-цы з1-ая 2-ая 12п/ Наименование измерен начен ая ая п ия ие 1 2 3 4 5 Корневой диаметр для СА (замер по выходу) Корневой диаметр для РК (замер по выходу) Высота сопловой лопатки (замер по входу в СА) Высота сопловой лопатки (замер по выходу из СА) Высота рабочей лопатки (замер по выходу из РК) 821, Dск мм Dрк мм lc мм 85 lc мм 80,3 lр мм 89 86 4 821, 4 821, 4 100 946 0 821, 4 985 892 ,6 100, 6 161 ,3 125, 1 147 214, 5 187 205 249, 5 310

3.5. Обработка результатов испытаний и оценка КТС ГТУ типа MS5002E 3.5.1 Определение эффективной мощности ГТУ типа MS5002e Согласно алгоритму, была определена эффективная мощность ГТУ типа MS5002e по расходу различных сечений турбин, результаты приведены в таблице 3.8 и 3.9. В режимах 8-11 эффективная мощность ГТУ определена при помощи измерителя крутящего момента. Таблица 3.8 – Приведенная мощность ГТУ Вели чина Ед. измерения Сечение Перед СА ТВД Ne пр После ТВД После ТВД После ТВД После ТВД После CCT После CCT После ССТ После ССТ 1-ой ступени СА 1-ой ступени РЛ 2-ой ступени СА 2-ой ступени РЛ кВт 1-ой ступени СА 1-ой ступени РЛ 2-ой ступени СА 2-ой ступени РЛ Режим 1 2 25 632 25 632 21 197 23 320 25 371 25 698 25 059 24 746 27 198 25 149 25 149 20 794 22 893 24 898 25 200 24 635 24 365 26 758 3 27 234 27 234 22 492 24 736 26 879 27 354 26 633 25 999 28 207 4 5 27 125 27 125 22 404 24 641 26 777 27 242 26 625 25 915 28 111 27 062 27 062 22 352 24 585 26 717 27 177 26 574 25 866 28 052 10 11 29 896 29 896 24 643 27 33 445 33 445 27 535 30 Таблица 3.9 – Приведенная мощность ГТУ Вели чина Ne пр Сечение Перед СА ТВД После 1-ой ступени СА ТВД После 1-ой ступени РЛ ТВД После 2-ой ступени Ед. измерения кВт Режим 6 7 28 350 28 350 23 397 25 87 28 334 28 334 23 383 25 8 23 383 23 383 19 316 21 9 26 984 26 984 22 265 24

СА ТВД После РЛ ТВД После СА CCT После РЛ CCT После СА ССТ После РЛ ССТ 723 27 934 28 509 27 675 26 861 29 092 2-ой ступени 1-ой ступени 1-ой ступени 2-ой ступени 2-ой ступени 709 27 916 28 493 27 663 26 850 29 056 363 23 166 23 402 23 802 23 017 26 568 553 26 619 27 124 27 300 25 877 29 157 125 29 395 30 141 30 000 28 111 30 967 268 32 768 33 835 33 201 30 779 33 120 В качестве расчетного было взято сечение после 1-ой ступени СА ССТ. Расчётная мощность с учётом ввода поправочного коэффициента представлена в таблице 3.10 и 3.11. Таблица 3.10 – Сопоставление результатов 1 Мощнос ть по ВНИИГАЗа эксп Ne пр Вт к 27 221 2 3 27 169 88 29 490 4 Режим 5 29 136 29 044 6 29 815 7 29 806

Таблица 3.10 – Окончание таблицы Расчётн ая мощност Nерасчпр к 25 698 25 200 27 354 27 242 27 177 28 509 28 493 N % 5,59% 7,25% 7,24% 6,50% 6,43% 4,38% 4,40% Кп - Вт ь Отклоне ние Поправо чный коэффицие нт Расчётн ая мощность с учётом коэффицие нта Отклоне ние после ввода поправочн ого коэффицие нта е Nерасчпр к Вт 6 32 1,0 272 6 05 1,0 267 6 87 1,0 289 6 69 1,0 6 288 00 1,0 288 6 11 1,0 302 6 94 1,0 301 N е % 0,0 4% 1,71% 1,90% 1,70% 2,81% 0,92% 0,84% Таблица 3.11 – Сопоставление результатов Мощнос ть по ИКТ Расчётн ая мощност ь Отклоне ние Поправо чный коэффицие нт Расчётн ая мощность с учётом коэффицие нта Отклоне ние после ввода поправочн ого коэффицие нта Режим 1 2 3 4 22659 26959 30030 34077 Nерасчпр к 23402 27124 30141 33835 N % 3,28% 0,61% 0,37% -0,71% Кп - 0,991 0,991 0,991 0,991 23195 26883 29873 33534 2,36% -0,28% -0,52% -1,59% эксп Ne пр к Вт Вт е Nерасчпр к Вт N е % 89

Приведённые параметры ГТУ определялись по формулам (30-34). Результаты сведены в таблицы 3.12 и 3.13: Таблица 3.12 – Приведенные параметры ГТУ типа MS5002e для ГТУ №1 Наименование мощность ВНИИГАЗа Обо значе ние Эффективная ГТУ по Частота вращения ТВД Частота вращения ССТ Температура за ССТ эксп Ne Режим 1 пр 27 221 nтвд 30 пр nсст 70 2 27 169 32 52 23 пр Тт2 52 24 78 4 пр 70 3 29 490 32 71 4 29 136 25 54 49 78 5 29 044 71 23 55 17 79 7 29 815 94 55 16 79 71 6 29 806 71 98 55 55 33 79 71 33 79 79 4 3 3 3 5 5 26 810 29 102 28 983 28 913 30 331 30 313 Таблица 3.12 – Окончание таблицы Эффективная мощность ГТУ по расходу ПС после 1ой ступени СА ССТ Расход топливного газа Nерасчпр 27 340 Gтг 25 пр 0,3 678 ηе пр Эффективный КПД 1,5 34 1,5 0,3 649 79 1,5 0,3 847 88 1,5 10 0,3 779 1,6 0,3 717 47 1,6 0,3 730 76 1,6 0,3 663 Таблица 3.13 Приведенные параметры ГТУ типа M5002e для ГТУ №2 Наименование Обо значе ние Эффективная мощность ГТУ по ИКТ Частота вращения ТВД Частота вращения ССТ Температура за ССТ эксп Ne nтвд пр nсст пр Тт2 пр Эффективная мощность ГТУ по расходу ПС после 1ой ступени СА ССТ Расход топливного газа Эффективный КПД пр Nерасчпр Gтг пр ηе пр Режим 1 2 3 4 22659 26959 30030 34077 7166 7242 7344 7512 5600 5869 6032 6192 736 756 775 794 23195 26883 29873 33534 1,277 1,444 1,589 1,754 0,3656 0,3847 0,3895 0,4003 90

Графическое определение КТС ГТУ типа MS5002e представлено на рисунке 36. Рисунок 36. Зависимость эффективной приведенной мощности ГТУ от приведенной температуры продуктов сгорания за ССТ по двум методам (справа) для ГТУ №1 и от приведенной частоты вращения ССТ (слева) для ГТУ №2 Коэффициент технического состояния по мощности для ГТУ №1: N пр e 0 27000 K Ne= = =0 ,877 N e 0 30782 (35) Коэффициент технического состояния для ГТУ№2: N пр e 0 24400 K Ne= = =0 ,792 N e 0 30782 (35) 3.6. Анализ результатов определения мощности для ГТУ типа MS5002e Результаты расчета для представлены на рисунках 37 - 39. 91 ГТУ типа MS5002e

Рисунок 37. Зависимость эффективной приведенной мощности ГТУ от приведенной температуры продуктов сгорания за ССТ по двум методам (слева) для ГТУ № 2 и от приведенной частоты вращения ССТ (справа) для ГТУ №1 Рисунок 38. Зависимость эффективной приведенной мощности ГТУ от приведенной частоты вращения по двум методам (слева) для ГТУ №1 и для ГТУ №2 (справа) Рисунок 39. Зависимость эффективной приведенной мощности ГТУ от приведенного расхода топливного газа по двум методам для ГТУ №1 (слева) и ГТУ №2 (справа) На рисунках 36-39 представлены экспериментальные зависимости для двух ГТУ MS5002e. Линии тренда были построены по измеренным точкам и затем определены 92

параметры для номинальной температуры на выхлопе (рисунок 36 справа) и для номинальной частоты вращения вала ССТ (рисунок 36 слева). Стоит отметить, что испытания ГТУ №2 проводились в зимнее время, а ГТУ №1 в летнее. Известно, что летом ограничение в наборе мощности ГТУ наступает температуры по причине на выхлопе. достижения Зимой такое максимальной ограничение наступает при достижении максимальной частоты вращения валов ГТУ. Важно определять КТС ГТУ по параметру, который раньше других достигает предельной величины при текущих условиях эксплуатации. Если определить КТС для ГТУ №2 по приведенной температуре за ССТ, а для ГТУ №1 по приведенной частоте ССТ, то КТС обеих установок будет находиться на уровне 1,0. Однако, на самом деле КТС ГТУ № 2 по приведенной частоте ССТ составил 0,877 (рисунок 37 справа), а для ГТУ №1 по температуре за ССТ 0,792 (рисунок 37 слева). Следует согласиться, что диапазон точек для ГТУ №1 достаточно узкий, что может вызвать трудности при проведении аппроксимации, однако, очевидно, что все измеренные точки существенно отдалены от тех, которые получены для ГТУ №2. Совпадение значений мощностей, определенных по предложенной методике и по ВНИИГАЗ, лежит в пределах 2 % для обеих ГТУ. Для ГТУ №2 также была определена мощность с использованием измерителя крутящего момента (Ne кр.мом.). Среднеквадратичное отклонение Ne кр. мом. от мощностей, определенных по параметрам, не превышает 2,5 %. 93 термогазодинамическим

3.7. Выводы и рекомендации по главе 1. Разработаны математические модели определения эффективной мощности для ГТУ типа ПС-90ГП-25 и MS5002e по штатно-измеряемым термодинамическим параметрам. 2. Обработаны результаты испытаний ГТУ ПС-90ГП-25 и MS5002e. Среднееквадратичное отклонение результатов эффективной мощности ГТУ между методами составило 1-5 %. 3. Определены расчетные сечения турбин ГТУ. ГЛАВА 4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ГТУ 4.1. Обработка штатных измерений ГТУ Входными данными являются штатно измеряемые параметры ГТУ. В условиях КС в настоящее время заложена постоянно действующая система замера параметров работающих агрегатов по ГТУ и нагнетателю (рисунок 40). На станциях периодически измеряют параметры рабочего тела по тракту ГТУ, параметры транспортируемого природного газа по тракту нагнетателя, параметры окружающей среды. Для использования этих данных в разработанном подходе, необходимо организовать их фильтрацию [27,47,48]. 94

Рисунок 40. Схемы измерения термогазодинамических параметров ГТУ Испытания установившихся ГТУ должны режимах. Перед проводиться началом на измерений установка должна работать до полной стабилизации режима. Для контроля стабильности режима рекомендуется в дополнение к приборам, по которым производятся отсчеты, устанавливать регистрирующие приборы. Измерительные приборы и устройства, устанавливаемые на оборудовании, не должны вызывать изменение показателей ГТУ или других ее характеристик, подлежащих проверке. В случаях, отличаются испытаниях от когда условия нормальных показатели проведения (рабочих), должны испытаний полученные быть приведены при к нормальным (рабочим) условиям (т.е.tа=15 °С, Ра=101,3 кПа). Приведенные параметры служат 95 для сравнения работы

агрегата на разных режимах и сравнения разных агрегатов, при приведении их параметров к нормальным условиям. Для ГТУ, выполненных по простому циклу (с одним подводом тепла, без регенерации) и с выделенным силовым валом, приведение результатов испытаний к нормальным (рабочим) условиям целесообразно производить с использованием методов подобия в соответствии с ГОСТ 20440. Алгоритм фильтрации должен отслеживать изменение основных параметры работы ГТУ (частоты вращения всех валов и температуры рабочего тела в ключевых сечениях). Если изменение одного из параметров превышает заданную величину в течение заданного диапазона времени, то данный временной отрезок исключается из анализа. Дополнительно к этому необходимо исключать время работы ГТУ, когда отсутствуют измерения какого-либо параметра или система диагностики идентифицировала неисправность измерительного оборудования. Для отфильтрованных режимов работы ГТУ осуществляются все расчеты по предложенному алгоритму. Определяются фактические величины мощности ГТУ на данных режимах. С использованием полученных данных строятся зависимости изменения мощности ГТУ. Такие зависимости имеют линейный характер. Если на данной зависимости наблюдается «выпавшая точка», которая определяется по среднеквадратичному отклонению значения мощности на данном режиме от построенной линии мощности, то данный режим работы ГТУ также исключается из анализа и осуществляется перестроение зависимости. 96

После этого на основании полученных зависимостей определяется располагаемая мощность, КПД и коэффициент технического состояния ГТУ. Организовав сбор, хранение параметров появляется деградацию технического достаточного и мониторинг возможность состояния количества данных этих отслеживать ГТУ. они При наборе могут быть использованы для прогностики и принятия решения об эксплуатации и ремонте ГТУ на ранней стадии. 4.2. Оценка технического состояния ГТУ Техническая диагностика все шире внедряется в ПАО «Газпром» для решения различных технологических задач и в частности в практику эксплуатации газоперекачивающих агрегатов для обеспечения их высокой надежности, безопасности работы при низких эксплуатационных расходах. Конечной целью, является переход на новую систему эксплуатации оборудования, обеспечивающей оптимизацию ремонтно-восстановительного обслуживания и управления технологическим информации о техническим процессом реальном состоянии, транспорта текущем газа и на основе прогнозируемым получаемой по результатам диагностирования, включая сведения об его ухудшении и оперативном восстановлении в процессе диагностического обслуживания. В настоящее время применяются различные методы контроля технического наибольшее состояния распространение ГПА, нашли: среди триботехнические; вибрационные; акустические; параметрические. 97 которых

Методы продуктов диагностики, износа, основанные содержащихся в на исследовании масле, называются методами трибодиагностики. Эти методы базируются на принципе обнаружения, улавливания и удержания металлических частиц износа. Для этой цели используются магнитные пробки (улавливание); электрические детекторы, вырабатывающие сигнал при замыкании электродов частицами; спектральный анализ масла; анализ изменения формы частиц, их поверхности; рассеивание и ослабление пучка света при прохождении через поток масла; анализ изменения вязкости масла [12,49,50,51]. При работе ГПА все его детали, узлы, агрегаты совершают вынужденные и резонансные. Эти колебания зависят от величины и характера возмущающих сил, их частот, от упруго-массовых характеристик элементов конструкции, которые в свою очередь зависят от ряда конструктивных, технологических и эксплуатационных факторов. Вибрационная диагностика использует диагностических сигналов возникающие функционировании при неисправностей в ГПА в механические ГПА. непосредственно качестве колебания, Большинства отражается на вибрации, поэтому по её изменению в процессе эксплуатации судить об изменении состояния агрегатов. Вибрационный контроль технического состояния ГПА обычно осуществляется двумя способами: это виброконтроль корпуса с помощью поверхностных датчиков вибрации, устанавливаемых на корпусах подшипников ГПА, а также на корпусах редукторов, и виброконтроль ротора турбины и 98

нагнетателя с помощью относительной вибрации, статоре контролируют и вихретоковых которые датчиков устанавливаются вибросмещение на ротора. Виброконтроль корпуса ГПА осуществляется с помощью пьезоэлектрических или электромагнитных преобразователей (датчиков). Акустическая диагностика Шум работающего аэродинамического и ГПА складывается механического из шумов происхождения, спектральный состав которых может меняться от внешних условий, режима работы и состояния ГПА. Как правило, возникновение дефектов, характеризуется вызывающих сопутствующим изменение увеличением шума, уровня вибрации. Поэтому при диагностировании ГПА параметры «уровень шума» и «уровень вибрации» целесообразно рассматривать в совокупности. Параметрическая диагностика Параметрические методы основаны на обработке и анализе значений параметров, термогазодинамических измеряемых на и работающем других ГПА. К термогазодинамическим параметрам относятся: давление, температура, расход рабочего тела, эффективная мощность, частота вращения и т.д. К числу не термогазодинамических, параметров можно отнести давление и температуру масла, давление топлива, перепады давлений на масляных и топливных фильтрах, давления в уплотнениях масляных полостей, в полостях суфлирования. Иными словами параметрическая диагностика имеет дело с параметрами, определяющими рабочие процессы в ГПА. 99

В нашей стране и за рубежом применяют метод диагностики деталей и узлов ГПА на основе проведения анализов отработанного масла. Масло, омывая трущиеся узлы и детали ГПА, уносит с собой частицы металла с мест разрушения и в этом случае оно выступает как носитель информации о появлении неисправностей в агрегатах. Прямая зависимость между скоростью износа и накоплением частиц металла в масле, изменением физико-химических свойств масла позволяет использовать эту информацию для оценки технического состояния агрегата. Так как интервал времени от начала разрушения детали до ее отказа достаточно большой, то появляется возможность выявления неисправности до наступления отказа [12,51]. 4.3. Деградация технического состояния ГТУ Немалая часть ГПА, установленных на газопроводах ПАО «Газпром», выработали установленный для них ресурс и морально устарели, что является причиной снижения уровня надежности и приводит к значительному перерасходу топливного газа на собственные нужды. В связи с этим важным условием повышения надежности и энергетической эффективности ГПА является проведение диагностических мероприятий. Своевременное обнаружение неполадок позволяет предотвратить наступление отказов и сократить затраты на ремонтные мероприятия. О техническом состоянии ГТУ или его отдельного узла можно судить по изменению характеристик их рабочих режимов. Это изменение может быть оценено сравнением 100

рабочих характеристик, построенных для данного момента времени и времени, принятого качестве исходного может за исходное, быть принят причем в любой момент эксплуатации. Неизменность характеристики узла говорит о его нормальном состоянии. «Сдвиг» характеристики/линии тренда определяет степень износа. Определение КТС ГТУ по мощности выполняется с использованием индивидуальных фактических параметров ограничения каждого ГТУ. (Параметром ограничения называется параметр, по которому в САУ ГПА предусмотрены предупредительная регулирование.) и аварийная Мощность ГТУ сигнализация ограничена и (или) одним или несколькими параметрами ограничения. Набор параметров ограничения значения индивидуален приведены (формуляре, паспорте). ограничения служат продуктов сгорания в в для каждого типа технической Как разных параметрами или сечениях их документации правило, температура ГТУ, температуры турбины и/или частоты вращения компрессоров низкого и/или высокого давления в различных комбинациях, возможны и другие ограничения. В качестве параметра технического состояния ГТУ принимается параметрам приведенная атмосферного мощность воздуха и к нормальным к номинальной температуре перед турбиной, отнесенная к номинальной мощности ГТУ: K Ne= (36) 101 N фeн пр Ne 0 .

На рисунке 41 представлены зависимости приведенной эффективной мощности от приведенной температуры продуктов сгорания за ССТ для агрегатов ГТК-10-4, которые подтверждают использования работоспособность рассматриваемой и методики возможность для оценки деградации технического состояния ГТУ. Рисунок 41. Зависимости изменения эффективной приведенной мощности рассматриваемых ГТУ от приведенной температуры продуктов сгорания за ССТ 4.4. Прогнозирование технического состояния ГТУ Оценка и прогнозирование технического состояния ГТУ позволит понизить затраты на эксплуатацию газопроводов за счет экономии топливно-энергетических ресурсов, повысить эффективность работы газотранспортной системы. Для прогнозирования предлагается прогнозирования технического использовать рядов данных. метод Основным состояния анализа и принципом прогнозирования является опыт эксплуатации в прошлом. Данные о состоянии машины прошлом являются базой для 102

прогнозирования изменения поведения машины в будущем. Предыстория, положенная в основу, должна быть по продолжительности не менее времени прогноза [52]. В качестве наблюдаемых переменных предлагается использовать изменение КТС ГТУ с течением времени. Как указано в [51] КТС ГТУ снижается по экспоненциальному закону. Для нахождения неизвестных коэффициентов наиболее простым является метод наименьших квадратов, основанный на минимизации суммы квадратов отклонений некоторых функций от искомых переменных. На достоверность прогноза будет существенно влиять точность вычисленного КТС ГТУ, который зависит от параметров ограничения ГТУ, которые в свою очередь даже у новых двигателей одного типа будут отличаться. Поэтому в методике для каждой ГТУ желательно использовать индивидуальные значения параметров ограничения. Для оценки технического состояния отдельных элементов ГТУ одного КТС по мощности недостаточно, поэтому по данным [53], необходим второй коэффициент технического состояния по КПД. Кривые изменения КТС по мощности и КПД во времени, полученные по статистическим данным, имеют вид: K Ne=1−c(1−e−0,1τ ) , (37) K ηe=1−d(1−e−0,1τ ) (38) Где с,d – коэффициенты, имеющие следующие значения (таблица 4.1) 103

Таблица 4.1 – Коэффициенты Тип ГПА ГТ-7005 0,2 0,1 Коэф-ты с d ГТ-750-6 0,2 0,1 ГТ-6-750 0,08 0,04 ГТК-10 0,01 0,05 Используя два коэффициента, можно построить модель ГТУ, неисправность определится в зависимости от величин угловых коэффициентов по графику (рисунок 42) [51]. Рисунок 42. Зависимость KNe и Kηе для ГТУ ГТК-10-4 При увеличении радиальных зазоров компрессора (1); загрязнении проточной части компрессора (2); утечках в регенераторах и в кольцевых уплотнениях высокого давления (3); увеличении радиальных зазоров ТВД (4); увеличении радиальных зазоров ТНД (5); увеличении гидравлического сопротивления входного тракта (6); увеличении гидравлического сопротивления выходного тракта (7) [51]. 4.5. Рекомендации для инженерной практики Для осуществления перехода эксплуатации ГТУ по техническому состоянию, в первую очередь необходимо организовать фильтрацию измеряемых параметров работы 104

установки, с целью неустановившихся исключения режимов (режимы, из расчета при которых параметры работы газовой турбины существенно меняются за короткое время). После режимов фильтрации работы ГТУ, и определения осуществляется установившихся расчет согласно разработанным математическим моделям для конкретной установки. Исходя из разработанных полученных результатов, для всех математических моделей ГТУ более точное совпадение эффективной мощности наблюдается, когда в качестве расчетного сечения расхода продуктов сгорания принимается сечение за СА рассматриваемой турбины. Для двухвальных установок (ГТК-10-4 достижения лучшей сходимость и MS5002e) следует с целью принимать расчетными сечение за СА ССТ, а для трехвальных установок (ПС-90ГП-25 и НК-16СТ) после СА ТНД, причем для ПС-90ГП25 отклонение коэффициента результатов не до ввода поправочного превышало 5%, а для НК-16СТ двух процентов. Организовав хранение и сбор вычисляемых и измеряемых данных, необходимо осуществить их обработку с целью оценки текущего состояния установки и её отдельных узлов, а так же принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации и прогнозирования деградации технического состояния ГТУ. Для полноты картины текущего состояния ГТУ, а так же улучшения точности прогноза, полученные данные параметрической диагностики необходимо рассматривать и 105

анализировать совместно с иными имеющимися способами диагностирования состояния газовой турбины. 4.6. Выводы по главе 4 1. Рассмотрен алгоритм обработки штатно-измеряемых параметров ГТУ. 2. Описаны основные методы оценки технического состояния ГТУ. 3. Представлен алгоритм для оценки деградации технического состояния газовой турбины. 4. Даны практические рекомендации для инженерной практики. ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. Воспроизведены математические модели ГТУ типа ГТК-10-4 и НК-16СТ и обработаны результаты их испытаний. 2. Создана численная модель турбин ГТУ ГТК-10-4. Численная конечно-элементная модель верифицирована сопоставлением с результатами обработки испытаний при помощи «Газпром методических указаний, ВНИИГАЗ». разработанные Среднеквадратичное ООО отклонение результатов моделирования от данных обработки испытаний составило в среднем 5,8%. 3. Выведены зависимости изменения степени реактивности и КПД ступеней ГТУ ГТК-10-4 на переменных режимах работы для уточнения методики определения эффективной мощности и КПД ГТУ по штатным параметрам. 106

Установлено, что учет полученных зависимостей позволяет повысить точность определения эффективной мощности ГТУ на 1,65%. 4. Разработаны математические модели определения эффективной мощности для ГТУ типа ПС-90ГП-25 и MS5002e по штатно-измеряемым термодинамическим параметрам. Обработаны испытаний MS5002e. результаты Среднееквадратичное ГТУ ПС-90ГП-25 отклонение и результатов эффективной мощности ГТУ между методами составило 1-5 %. 5. Описан алгоритм оценки деградации технического состояния ГТУ. 107

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. BP Statictical Review of World Energy. 2018. P.53. 2. Б.П. Поршаков, А.Ф. Калинин, С.М. Купцов, А.С. Лопатин, К.Х. Шотиди. Энергосберегающие технологии при магистральном транспорте природного газа: Учебное пособие. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014.-408 с. 3. Заславский Е.А., Блинов В.Л. Параметрическая диагностика и оценка технического состояния газотурбинных газоперекачивающих агрегатов // Материалы Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной памяти проф. Данилова Н. И. Энерго- и ресурсосбережение. Нетрадиционные и возобновляемые Энергообеспечение. источники энергии. Атомная энергетика. Екатеринбург, 10-14 декабря 2018 г., С. 203 – 206. 4. Заславский определения Е.А., Блинов эффективной В.Л. мощности Анализ методов газотурбинных газоперекачивающих агрегатов // Материалы международной научно-практической конференции. – Санкт-Петербург: СПбФ НИЦ МС, 2019. – №2. С.39 – 41. 5. Р Газпром 2-3.5-438-2010 «Расчет теплотехнических, газодинамических и экологических параметров газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах». М.: ОАО «Г'азпром», 2010. - 70 с. 6. Щуровский В.А., Синицын Ю.Н., Корнеев В.И., Черемин А.В., Степанов Г.С. Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчетов при 108

испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов ПР 51-31323949-43-99. Москва : ВНИИГАЗ. 1999. 26 с. 7. Деточенко, А.В. Спутник газовика/А.В. Деточенко, А.Л. Михеев, М.М. Волков. – М.: Недра, 1978. – 310 с. 8. ПромСервис [Электронный ресурс]. URL: http://www.promservis.ru/files/vibro/Pavlov.pdf (дата обращения: 02.04.2020). 9. Сравнительный анализ существующих методик расчета мощности ГПА ГТК-25ИР [Текст] / Е.А. Смирнов, Ю.Ю. Толстихин, Ф.В. Блинов, А.В. Шишов // Газовая промышленность. — 2017. — № 1. — С.40-46. 10. Юламанов, Э. Ф. Разработка методов поузлового диагностирования стационарных газотурбинных газоперекачивающих агрегатов: 25.00.19: дис. ... канд. техн. наук / Э. Ф. Юламанов ; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. - Москва, 2007. – 145 с. – Текст: непосредственный. 11. Якименко И.С., Блинов В.Л., Комаров О.В. Оценка технического состояния газотурбинных установок по мощности // Материалы Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых с международным участием Энергообеспечение. «Энерго и Нетрадиционные ресурсосбережение. и возобновляемые источники энергии». Екатеринбург, 12-16 декабря 2016 г., С. 316 – 319. 12. Зарицкий С.П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. – М.: Недра, 1987. – 198 с. 13. Вертепов, А. Г. Энергосбережение на компрессорных станциях за счёт использования методов параметрической 109

диагностики газоперекачивающих агрегатов: 25.00.19: дис. ... док. техн. наук / А. Г. Вертепов ; РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. - Москва, 2013. - 378 с. – Текст: непосредственный. 14. Ванчин А.Г. Экспресс-метод оценки располагаемой мощности ГТУ и коэффициента технического состояния по мощности на основе закономерностей сдвига характеристик ГТУ при изменении ее технического состояния. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012. №5. С. 287 – 292. 15. ГОСТ Р 52782-2007 Методы испытаний. Приемочные испытания. 16. OlegV. Komarov, ViacheslavA. Sedunin, VitalyL. Blinov, AlexanderV. Skorochodov. Parametrical diagnostics of gas turbine performance on side at gas pumping plants based on standard measurements // ASME Turbo Expo, Dusseldorf, Germany, 16-20 june 2014. P. 1-8. 17. Альбом показателей газотурбинных ГПА. Пос. Развилка (Ленинский р-н, Московская обл.) : ВНИИГАЗ, 2006. 81 с. 18. Ревзин Б.С. Тепловой расчет схем приводных газотурбинных установок на номинальный и переменный режим работы : учеб. пособие / Б.С. Ревзин, А.В. Тарасов, В.М. Марковский. Екатеринбург : ГОУ ВПО УГТУ–УПИ, 2001. 61 с. 19. Газодинамический расчет многоступенчатой газовой турбины : метод. указания по выполнению курсового проекта / А.В. Тарасов, В.М. Марковский. Екатеринбург : ГОУ ВПО УГТУ– УПИ, 2004. 34 с. 20. А.А.Диментова. Таблицы газодинамических функций: Справочное пособие / М.: Машиностроение, 1966. 135 с. 110

21. Комаров, О.В. Тепловые и газодинамические расчеты газотурбинных установок : учебно-методическое пособие / О.В. Комаров, В.Л. Блинов, А.С. Шемякинский.— Екатеринбург : Изд-во Урал. ун-та, 2018.— 164 с. 22. Газоперекачивающие агрегаты с газотурбинным приводом: Учебное пособие / Б.С. Ревзин. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2002. 269 с. 23.Энергетические газотурбинные установки стационарного типа: Учебное пособие / Б.С. Ревзин, О.В. Комаров. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2010. 284 с. 24. Стационарные газотурбинные установки: спрачоник/ А.В. Арсеньев [и др.]. М.: Машиностроение, 1989. 543 с. 25. А.В. Семушкин , А.О. Подлозный , Е.А. Черникова , В.А. Щуровский. Методические принципы параметрической диагностики технического газоперекачивающих состояния агрегатов // газотурбинных Научно-технический сборник «Вести газовой науки». – 2017. №1. – С. 22-31. 26.Кротов С.И. Уточнение обобщенных характеристик газотурбинных установок // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2013. №3. С. 217-226. 27. Якименко И.С. Разработка алгоритмов фильтрации параметрической информации САУ ГПА в рамках создания системы непрерывного мониторинга технического состояния основного оборудования КС. Магистерская диссертация. Екатеринбург. УрФУ, 2019. С. 89. 28. Зарицкий С.П., Лопатин А.С. Диагностика газоперекачивающих агрегатов: Учебное пособие. Часть I.М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -177. 111

29. C.B. Meher-Homji, A. Bromley, Gas Turbine Axial Compressor Fouling and Washing 33rd Turbomach. Symp., Texas A & M University, (2004). 30. A.D. Fentaye, S.I.Ul-Haq Gilani, A.T. Baheta. Gas turbine gas path diagnostics: A review. // MATEC Web of Conferences 74, ICMER 2015. 31. G. Vachtsevanos et al., Intelligent Fault Diagnosis and Prognosis for Engineering Systems, 1-434, (2007). 32. Поршаков Б.П., Газотурбинные установки: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1992. – 238 с.: ил. 33.Блинов В.Л., Комаров О.В., Заславский Е.А., «Оценка эффективной мощности газотурбинного и технического газоперекачивающего состояния агрегата» Энергетические системы [Текст]: материалы IV Междунар. науч.-техн. конф., 31 окт.–1 нояб. 2019 г. / Белгор. гос. технол. ун-т; отв. ред. П.А. Трубаев. – Белгород, 2019. – 455 с. 34. Заславский Е.А., Блинов В.Л., «Алгоритм определения удельной мощности компрессорной станции» Энергосбережение и инновационные технологии в топливноэнергетическом комплексе : материалы Национальной с международным участием научно-практической конференции студентов, аспирантов, ученых и специалистов, посвященной 20-летию создания кафедры электроэнергетики: в 2 т. Том 2 / отв. ред. А. Н. Халин. – Тюмень : ТИУ, 2019. – 387 с. – Текст : непосредственный. 35. Заславский Е.А., Блинов В.Л., «Сравнение методов определения эффективной газоперекачивающих мощности агрегатов» газотурбинных Энерго- и ресурсосбережение. Энергообеспечение. Нетрадиционные и 112

возобновляемые источники энергии. Атомная энергетика : материалы Международной конференции студентов, научно- аспирантов и практической молодых ученых, посвященной памяти проф. Данилова Н. И. (1945–2015) – Даниловских чтений (Екатеринбург, 9–13 декабря 2019 г.). Екатеринбург : УрФУ, 2019 – 878 с. 36. ПАО «Газпром» [Электронный ресурс]. URL: https://www.gazprom.ru/about/production/reserves/ (дата обращения: 02.04.2020). 37. Цанев С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов. М.: МЭИ, 2002. 584 с. 38. Копелев С.З. Проектирование проточной части турбин авиационных двигателей / С.З. Копелев. М.: Машиностроение, 1984. 224 с. 39. Таблицы газодинамических функций. Справочное пособие / Сост.: Ф.И. Лухтура. – Мариуполь: ПГТУ, 2007. – 152 с. 40. Сергель О.С. Прикладная гидрогазодинамика: Учебник для авиационных вузов. – М.: Машиностроение, 1981. – 374 с., ил. 41. Черный Г.Г. Газовая динамика: Учебник для университетов и втузов. – М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1988. – 424 с. 42. Газотурбинные установки [Текст] : учеб. пособие / В.В. Корж. – Ухта: УГТУ, 2010. – 177 с. 43. Главный [Электронный промышленный ресурс]. URL: обращения: 19.06.2019). 113 портал бизнес https://glavportal.com/ России (дата

44. Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие. ТюмГНГУ,2002. 525 с. 45. Моделирование физических процессов в турбомашинах в примерах и задачах : учебно-методическое пособие / В.А. Седунин [и др.] ;под общ. ред. канд. техн. Наук В.А. Седунина. – Екатеринбург : УрФУ, 2016. –128 с. 46. Моделирование физических процессов в турбомашинах: учебное пособие / В.А. Седунин, В.Л. Блинов, Я.П. Шепелина; под общ. ред. канд. техн. Наук В.А. Седунина. – Екатеринбург : УрФУ, 2016. – 124 с. 47. Якименко И.С., Блинов В.Л., Комаров О.В. Фильтрация параметров работы газотурбинной установки для оценки ее технического состояния. Третья конференция молодых ученых УралЭНИН. Екатеринбург, 2018. С. 48. Якименко И.С., Блинов В.Л., Комаров О.В. Оценка неопределенности измерений параметров работы газотурбинной установки. Третья конференция молодых ученых УралЭНИН. Екатеринбург, 2018. С. 49. Зарицкий С.П., Лопатин А.С. Диагностика газоперекачивающих агрегатов: Учебное пособие. Часть II.М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -95. 50. Зарицкий С.П., Лопатин А.С. Диагностика газоперекачивающих агрегатов: Учебное пособие. Часть III.М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -142. 51. Китаев, эффективности С. работы В. Повышение энергетической газоперекачивающих агрегатов: 25.00.19, 05.02.13 : дис. ... канд. техн. наук / С. В. Китаев ; Уфимский государственный 114 нефтяной технический

университет Шаранское ЛПУ МГ. - Уфа, 2003. - 162 с. – Текст: непосредственный. 52. Ассоциация производственными эффективного активами управления [Электронный ресурс]. URL:https://eam.su/lekciya-6-prognozirovanie-texnicheskogosostoyaniya-i-modeli-otkazov.html (дата обращения: 02.04.2020). 53. Поршаков Б.П., Лопатин A.C. , Назарьина A.M. , Рябченко A.C. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. - М.:Недра, 1992.-207 с. 54. Объединенная двигателестроительная компания [Электронный ресурс].URL:https://www.uecrus.com/rus/presscenter/odk_news/ ?ELEMENT_ID=2660 (дата обращения: 02.04.2020). 115

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв