В. Ф. Резинских, А.Г. Тумановский
ОАО «Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт», Москва

АННОТАЦИЯ

Представлены некоторые из наиболее значимых малозатратных технических предложений ОАО «ВТИ», направленные на повышение надежности и эффективности эксплуатации установленного оборудования ТЭС.

1. ВВЕДЕНИЕ

Одной из основных задач института является обеспечение надежной и эффективной эксплуатации действующего оборудования. Еще длительное время будет эксплуатироваться установленное на электростанциях в 60-80-е годы прошлого века оборудование. Несмотря на солидный возраст ещё не исчерпаны в полной мере ресурсы по повышению его надежности и эффективности эксплуатации. Ниже приводится описание некоторых быстроокупаемых технических решений, разработанных ОАО «ВТИ», которые позволят генерирующим компаниям более эффективно эксплуатировать тепломеханическое оборудование ТЭС.

2. ОПТИМИЗАЦИЯ ГРАФИКОВ РЕМОНТОВ ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС

Значительная часть затрат, связанных с производством тепловой и электрической энергии ложится на ремонт тепломеханического оборудования. При проведении ремонтов преследуются две цели: сохранение на приемлемом уровне надежности оборудования и его экономичности. Сроки проведения ремонтов и их объемы регламентируются отраслевыми нормативными документами, которые устанавливают единые требования к типовому оборудованию без учета его технического состояния. Как правило, эти требования носят консервативный характер. Для конкретного оборудования имеется возможность сокращения ремонтных работ и/или смещения сроков ремонтов. В то же время не исключена ситуация, когда для оборудования, отработавшего назначенный ресурс сроки и объемы ремонтов, предписанные системой планово-предупредительных ремонтов, уже не будут обеспечивать надежность и эффективность его эксплуатации. В этом случае потребуется сокращение межремонтного ресурса и увеличения объема ремонтных работ.

Целью данной работы является оптимизация затрат генерирующей компании при эксплуатации тепломеханического оборудования ТЭС на проведение ремонтов.

Для реализации указанной цели решаются следующие задачи:

Оценка технического состояния оборудования энергоустановок ТЭС по данным об отказах оборудования, результатов диагностики и выполненных ремонтах;

Технический аудит энергоустановок с прогнозом деградации показателей их работы в межремонтный период;

Оценка рисков, связанных с изменением регламента контроля металла и ремонта оборудования;

Экономическое обоснование перехода на новый регламент ремонта тепломеханического оборудования;

Разработка нормативных документов по контролю металла основных элементов котлов, турбин и трубопроводов и регламенту их ремонтов.

На сегодня имеющийся в ОАО «ВТИ» опыт проведения данной работы на ряде электростанций на энергоблоках мощностью 200-800 МВт пока позволил увеличить ресурс между капитальными ремонтами до 50 тыс.ч.

3. МОДЕРНИЗАЦИЯ ГАЗО-МАЗУТНЫХ БЛОКОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПАРОГАЗОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ

В связи с выработкой ресурса работы блоков перспективным представляется их модернизация, которая может быть выполнена путем:

Демонтажа и замены на ИГУ;

Модернизации по парогазовому циклу. Чтобы данная модернизация была максимально

эффективна, ОАО «ВТИ» предлагает выполнение данного проекта в следующей последовательности:

1) разработка инвестиционного проекта;

2) разработка технических требований на оборудование;

3) оптимизация тепловой и пусковой схем и алгоритма управления;

4) совершенствование водоподготовки и водно-химических режимов;

5) разработка природоохранных мероприятий;

6) пуско-наладочные и гарантийные испытания.

4. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА МЕРОПРИЯТИЙ ДЛЯ ПЕРЕВОДА ДЕЙСТВУЮЩИХ КОТЛОВ НА СЖИГАНИЕ НЕПРОЕКТНЫХ ТОПЛИВ

В связи с хозяйственными изменениями в стране многие электростанции вынуждены использовать непроектные топлива.

При переводе действующих котлов на сжигание непроектного топлива возникают проблемы, которые могут быть успешно преодолены только при

комплексном их решении: разработке мероприятий по подготовке топлива к сжиганию (топливоподача, сушильно-мельничные системы), организации сжигания в топке котла, очистке дымовых газов от вредных выбросов с обеспечением надежности работы оборудования и достижением требуемых норм по экологическим и экономическим показателям

В результате реализации этих мероприятий удается обеспечить работоспособность котлов, снижение вредных выбросов до требуемых норм, повышение надежности и экономичности работы конкретных котлов.

5. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ КОМПЛЕКСНОГО МЕТОДА СНИЖЕНИЯ ВЫБРОСОВ ОКСИДОВ АЗОТА ДЛЯ КОТЛОВ, РАБОТАЮЩИХ НА УГЛЕ И ПРИРОДНОМ ГАЗЕ

Во многих энергосистемах Европейской части России и Урала пылеугольные котлы в течение весенне-летнего и осеннего периода работают на природном газе и только 2-3 месяца вынуждены сжигать твердое топливо. Для таких котлов по экономическим соображениям нерационально сооружать установки по очистке дымовых газов от NOX даже в тех случаях, когда загазованность атмосферы от других источников высока.

Значительного снижения выбросов можно достичь путем трехступенчатого сжигания с восстановлением NOX за счет создания в топке локальной восстановительной зоны.

ОАО «ВТИ» предлагает реализацию проекта, позволяющего при минимальных затратах силами энергосистем снизить при сжигании угля выбросы ΝΟΧ на 75 %.

6. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ГАЗОВОЙ КОРРОЗИИ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА КОТЛОВ

При эксплуатации котлов на высокосернистых твердых, жидких и газообразных топливах наблюдается коррозия экранов топочных камер, пароперегревателей, экономайзеров и хвостовых поверхностей нагрева. Основное соединение, вызывающее коррозию топочных экранов (сероводород), образуется в зоне активного горения при недостатке окислителя. Ликвидация образования H2S в факеле многократно снижает скорость коррозии.

Пароперегреватели могут подвергаться интенсивной высокотемпературной газовой коррозии вследствие аэродинамической неравномерности потока горячих газов и гидродинамической неравномерности расхода среды через отдельные змеевики. Хвостовые поверхности нагрева подвергаются сернистой коррозии, скорость которой определяется температурой металла и концентрацией паров серной кислоты в газах

Предлагается снизить скорость коррозии экранов за счет:

Интенсификации смешения пылегазовых потоков в объеме топочной камеры и на выходе из горелок;

Оптимизации коэффициента избытка воздуха горелок;

Рационального выбора температур в зоне активного горения;

пароперегревателей за счет:

Устранения неравномерностей потоков газов с внешней поверхности труб и расхода пароводяной среды между отдельными змеевиками - с внутренней;

воздухоподогревателей за счет:

Рационального выбора температуры металла, его качества, пассивных защит (эмалирование и др.)

7. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ШЛАКОВАНИЯ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА НА УГОЛЬНЫХ КОТЛАХ

Шлакование поверхностей нагрева является распространенной проблемой угольных котлов. ОАО «ВТИ» разработал рекомендации по снижению шлакования поверхностей нагрева на угольных котлах.

Снижение шлакования экранов и конвективных поверхностей нагрева достигается за счет интенсификации воспламенения частиц угольной пыли на выходе из горелок, оптимизации температурного режима в зоне активного горения, ликвидации зон с восстановительной газовой средой. Интенсивность шлакования и прочность отложений может быть снижена в 2-5 раз.

8. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ НА КОТЛАХ ДЕЙСТВУЮЩИХ БЛОКОВ СКД ПОЛНОПРОХОДНЫХ ИЛИ ВСТРОЕННЫХ СЕПАРАТОРОВ С ВЕРХНИМ ВЫХОДОМ ПАРА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ПАРОПЕРЕГРЕВАТЕЛЬНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ НАГРЕВА В РЕЖИМАХ ПУСКА

Установлено, что при существующих встроенных сепараторах котлов блоков СКД, имеет место заброс воды в пароперегревательные поверхности нагрева, что резко снижает их надежность. При применении полнопроходных сепараторов существенно упрощается пусковой узел с ликвидацией сложной арматуры. (ВЗ; Др-1 и Др-3).

Для конкретных объектов предлагается разработать новые конструкции сепараторов (полнопроходных и встроенных с верхним выходом пара). При применении полнопроходных сепараторов будут усовершенствованы гидравлические схемы па-рогенерирующей части тракта для ведения пусков на скользящем давлении во всем тракте.

9. ВНЕДРЕНИЕ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ С БЛОКАМИ СКД МОЩНОСТЬЮ 300-800 МВТ РЕЖИМОВ ПУСКОВ НА СКОЛЬЗЯЩЕМ ДАВЛЕНИИ ВО ВСЕМ ПАРОВОДЯНОМ ТРАКТЕ КОТЛОВ

Пуски блоков СКД 300 и 800 МВт на скользящем давлении во всем тракте котлов из различных тепловых состояний в отличие от пусков по типо-

вой инструкции показали, например, на блоках 800 МВт с котлами ТПП-804 следующие основные преимущества: повышение надежности, сокращение времени пуска из различных тепловых состояний и упрощение пусковых операций, экономия топлива, возможность пусков блоков «собственным» паром

ОАО «ВТИ» предлагает разработку новых типовых эксплуатационных инструкций при внедрении режимов пуска на скользящем давлении во всем тракте котлов, а также графиков-заданий для оптимизации таких пусков из различных тепловых состояний.

10. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМ ОЧИСТКИ ОХЛАЖДАЮЩЕЙ ВОДЫ И ШАРИКОВОЙ ОЧИСТКИ КОНДЕНСАТОРНЫХ ТРУБОК

Существующие конструкции самоотмывающегося автоматизированного фильтра, шарикоулавли-вающего устройства, разгрузочных камер и другого оборудования имеют недостатки, обнаруженные в процессе эксплуатации, что отрицательно сказывается на надежности их работы.

ОАО «ВТИ» предлагает разработку и внедрение усовершенствованных конструктивных элементов оборудования шариковой очистки с использованием гидропривода для фильтра; разработку рабочей документации, авторский надзор за изготовлением и монтажом.

11. ТИПОВЫЕ РЕШЕНИЯ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ РАСПОЛАГАЕМОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН ЗА СЧЕТ СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ ТЕПЛА В КОНДЕНСАТОРЕ

При работе теплофикационных турбин с полностью закрытыми регулирующими диафрагмами для обеспечения допустимого теплового состояния предусматривается определенный вентиляционный пропуск пара в ЧНД, проектная величина которого составляет 20-30 т/ч. В случае охлаждения конденсатора циркводой тепло этого пара полностью теряется. Предлагается комплекс мероприятий, позволяющий увеличить располагаемую тепловую нагрузку турбин мощностью 50-185 МВт за счет снижения в 5-10 раз этого пропуска пара. Комплекс мероприятий включает в себя модернизацию регулирующих диафрагм с целью их уплотнения и установку новой системы охлаждения выхлопной части. Эти мероприятия прошли апробацию на ряде турбин. Внедрение их увеличивает располагаемую тепловую нагрузку на 7-10 Гкал/ч и позволяет получить экономию топлива не менее 1 τ у. т/ ч. При этом экономический эффект достигается без снижения надежности, маневренности и располагаемой электрической мощности

ОАО «ВТИ» готов разработать техническую документация по уплотнению регулирующей диафрагмы и системе охлаждения для теплофикационных турбин мощностью 50-185 МВт, а также организовать ее внедрение.

12. РАЗРАБОТКА РЕЖИМНЫХ И КОНСТРУКЦИОННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ЭРОЗИОННОГО ИЗНОСА ЧНД ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН

Входные кромки рабочих лопаток частей низкого давления (ЧНД) подвергаются значительному эрозионному износу не только в последних, но и в первых ступенях ЧНД. Этот износ связан с особенностями работы в переменных режимах первой ступени ЧНД, имеющей регулирующую поворотную диафрагму. Действительный процесс в ней существенно отличается от процесса дросселирования, что приводит к увеличению теплового перепада на ступень и, как следствие, к повышению степени влажности в ступенях ЧНД. Анализ реальных режимов работы турбин на конкретной ТЭЦ (по давлению в нижнем отборе, тепловой нагрузке, степени открытия диафрагмы и др.) позволяет организовать такие режимы и конкретные мероприятия, при внедрении которых снижается весовое количество влаги в ступенях ЧНД разных турбин, что обеспечивает более надежную и долговечную работу

ОАО «ВТИ» готово провести анализ режимов работы турбины и разработать рекомендации по их оптимизации, а также подготовить техническую документацию по конструкционным мероприятиям.

13. АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА КОНТРОЛЯ ВИБРАЦИИ И ДИАГНОСТИКИ (АСКВД) ТУРБОАГРЕГАТОВ, ВКЛЮЧАЯ АРМ ПО ВИБРАЦИОННОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ ВРАЩАЮЩЕГОСЯ ОБОРУДОВАНИЯ

Разработана и внедрена на ряде ТЭС АСКВД, обеспечивающая выполнение всех требований ПТЭ и ГОСТов по контролю вибрационного состояния турбоагрегатов. Используя сетевые технологии, в составе АСКВД реализованы АРМ по вибрационному обслуживанию и контролю оборудования. Многолетний опыт эксплуатации на семи турбоагрегатах Конаковской ГРЭС подтвердила эффективность использования АСКВД для выявления развивающихся дефектов, предотвращения аварийных ситуаций, проведения виброналадочных работ.

ОАО «ВТИ» готово поставить системы, сдать АСКВД и АРМ в эксплуатацию «под ключ» на базе имеющейся штатной виброаппаратуры или в комплекте в новой; провести адаптацию системы к действующему оборудованию (программ мониторинга, диагностики, балансировки, анализа архивных данных и др.); выполнять сервисное обслуживание системы и ее техническое сопровождение, обучение персонала.

14. ВНЕДРЕНИЕ ВОССТАНОВИТЕЛЬНОЙ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ПАРОПРОВОДОВ

Замена паропровода, исчерпавшего свой ресурс, является весьма дорогостоящей и трудоемкой операцией. Вовремя и правильно проведенная восстановительная термообработка (ВТО) может полно-

стью восстановить ресурс металла паропровода. ОАО «ВТИ» имеет многолетний положительный опыт проведения ВТО.

В рамках проведения данной работы ОАО «ВТИ» готово выполнить определение целесообразности и режимов проведения ВТО, организацию ВТО, определение ресурса восстановленного паропровода. Восстановительная термообработка увеличивает ресурс паропровода примерно в два раза.

15. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ПРОТИВОЭРОЗИОННЫХ ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ ДЛЯ ЛОПАТОЧНОГО АППАРАТА ПАРОВЫХ ТУРБИН

Эрозионный износ входных и выходных кромок лопаток последних ступеней конденсационных и теплофикационных турбин является основной причиной для преждевременного выхода их из строя и последующей замены новыми. Существующие методы защиты входных кромок лопаток ненадёжны. Титановые лопатки в виду специфических свойств титановых сплавов вообще не имеют защиты от эрозионного воздействия паро-капельного потока.

ОАО «ВТИ» разработал и успешно применяет в течение около 10 лет технологию нанесения противоэрозионных защитных покрытий на стальные и титановые лопатки паровых турбин, основанную на технологии электроискрового легирования. Технология позволяет восстанавливать лопатки без разлопачивания ротора в сроки проведения капитального ремонта турбины.

Накопленный к настоящему времени опыт ВТИ позволяет увеличить ресурс лопаток последних ступеней не менее, чем в 2 раза. В настоящий период времени в эксплуатации находятся более 20 000 лопаток последних ступеней турбин К-200-130 ЛМЗ, К-300-240 ХТГЗ, К-300-240 ЛМЗ, К-220-44 ХТГЗ, К-800-240 ЛМЗ Ставропольской ГРЭС, Костромской ГРЭС, Рязанской ГРЭС, Березовской ГРЭС-1, ГРЭС-24, Заинской ГРЭС, Ириклинской ГРЭС, Кольской АЭС и др.

16. ОБСЛЕДОВАНИЕ ДЕЙСТВУЮЩИХ ВПУ С РАЗРАБОТКОЙ ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО ОПТИМИЗАЦИИ ИХ РАБОТЫ И ПРОВЕДЕНИИ НАЛАДОЧНЫХ РАБОТ

Условия работы ВПУ многих ТЭС значительно изменились, появились на рынке новые материалы, реагенты, ионообменные смолы. Внедрение их позволяет получить значительный экономический эффект без реконструкции ВПУ.

Специалисты ОАО «ВТИ» выполняют обследование ВПУ, разрабатывают малозатратные мероприятия по оптимизации работы ВПУ и оказывают помощь при их внедрении. Результатами проведенных мероприятий становятся новые режимные карты работы оборудования, пересмотренные инструкции по эксплуатации.

17. ПРОВЕДЕНИЕ ПАРОВОДОКИСЛОРОДНЫХ ОЧИСТОК, ПАССИВАЦИИ И КОНСЕРВАЦИИ ПАРОВЫХ КОТЛОВ, ТУРБИН И ИНОГО ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС

Применение пароводокислородных обработок энергетических котлов и энергоблоков в целом позволяет решить одновременно проблемы частичной очистки поверхностей нагрева и проточной части турбин, пассивации и консервации оборудования практически без применения химических реагентов.

ОАО «ВТИ» разработаны методические указания (МУ) по применению этой технологии как для предпусковых очисток оборудования, так и для эксплуатационных. В связи с тем, что характер эксплуатационных отложений может быть чрезвычайно разнообразным, технологию и схему обработки необходимо выбирать применительно к каждому объекту. Для конкретного объекта разрабатываются технологический регламент и технологическая схема. Оказывается техническая помощь при внедрении технологии.

18. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ КОНСЕРВАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ДЛИТЕЛЬНЫХ ПРОСТОЯХ

ОАО «ВТИ» предлагает способы консервации энергетических и водогрейных котлов пленкообразующими ингибиторами коррозии или воздухом.

Консервация пленкообразующими ингибиторами

Достоинства консервации этими ингибиторами заключается в следующем:

консервация проводится при комнатной температуре;

консервирующий раствор может использоваться повторно, т.е. оборудование может консервироваться по очереди одним и тем же раствором ингибитора, что дает существенную экономию;

после создания защитной пленки консервирующий раствор может быть слит (это дает возможность проводить ремонт или замену оборудования) или оставлен до окончания срока консервации.

ОАО «ВТИ» предлагает консервацию энергетических котлов малотоксичными ингибиторами коррозии Н-М-1 и Д-Щ и консервацию водогрейных котлов нетоксичным ингибитором Минкор-12.

Срок защитного действия ингибиторов при сливе растворов составляет 6 месяцев, при нахождении раствора ингибитора в объеме на все время консервации - до двух лет.

Консервация воздухом

Данная технология позволяет:

консервировать оборудование с первых суток останова;

защищать внутренние поверхности от атмосферной коррозии безреагентным методом на длительный период простоя;

осуществлять текущие ремонтные работы на законсервированном оборудовании;

сокращать время восстановления водно-химического режима до норм ПТЭ при пуске после простоя.

ОАО «ВТИ» предлагает вентиляционные возду-хоосушительные установки типа ВОУ и вентиляционные осушительно-нагревательные установки типа БОНУ, предназначенные для консервации котлов и турбин, а также свои услуги при проведении консервации.

19. РАЗРАБОТКА НОРМАТИВОВ ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫХ И ВРЕМЕННО СОГЛАСОВАННЫХ ВЫБРОСОВ (ПДВ И ВСВ) ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ ДЛЯ ТЭС

ОАО «ВТИ» много лет разрабатывает проекты ПДВ для ТЭС с проведением инвентаризации выбросов загрязняющих веществ и согласованием в органах Роспотребнадзора и Ростехнадзора.

Реконструкция и модернизация оборудования ТЭС сопровождается экологическим обоснованием и корректировкой действующих документов по нормированию выбросов загрязняющих веществ. Кроме того, возможна корректировка границ СЗЗ, если по экологическим показателям с учетом ввода нового оборудования это необходимо. При корректировке тома ПДВ устанавливаются нормативы удельных выбросов загрязняющих веществ в атмосферу по методике, разработанной ВТИ и рекомендованной МПР к применению в 2009 г.

Введение нового более эффективного золоулавливающего оборудования позволяет во многих случаях обосновать уменьшение коэффициента оседания золы в атмосфере и скорректировать норматив ПДВ в сторону его увеличения без нарушения природоохранных требований. Это особенно актуально в связи с увеличением доли твердого топлива в структуре топливного баланса.

20. ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО МАЛОЗАТРАТНОЙ МОДЕРНИЗАЦИИ ЭЛЕКТРОФИЛЬТРОВ ДЕЙСТВУЮЩИХ ТЭС

Установленные на угольных ТЭС электрофильтры морально и физически устаревших типов ПГД, ДГПН, ПГД, ПГДС с высотой электродов до 7,5 м к настоящему времени выработали ресурс, имеют недостаточные габариты для обеспечения нормативных выбросов летучей золы в атмосферу и нуждаются в существенной реконструкции с целью многократно снизить выбросы летучей золы. Более новые аппараты типов УГЗ, ЭГА, ЭГБ и ЭГД с высотой электродов 9-12 м, как правило, также не обеспечивают проектных показателей очистки и нуждаются в модернизации, которая обеспечит снижение выбросов летучей золы в 2-3 раза. В связи с этим необходима разработка технических решений, позволяющих без увеличения габаритов, при умеренных затратах снизить выбросы золы и повысить надежность работы аппаратов. К таким решениям можно отнести:

Установку приставки микросекундного разряда к агрегатам питания;

Установку системы автоматического контроля и оптимизации режимов электропитания и отряхивания электродов;

Установку автоматизированной системы выгрузки золы.

Результатом работы будет техническая документация по модернизации электрофильтров; комплектация, поставка и наладка оборудования. Ожидается снижение выбросов летучей золы в 2-3 раза и расхода воды на гидрозолоудаление в 2 раза.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Представленные технические решения не исчерпывают всего пакета предложений ОАО «ВТИ», направленного на повышение надежности и эффективности эксплуатации установленного оборудования ТЭС. Мы готовы внимательно изучать пожелания заказчиков и находить оптимальные решения по обозначенным проблемам.

«МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НАДЁЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО И ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ПРОЦЕССАХ ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА...»

На правах рукописи

СМОРОДОВ ЕВГЕНИЙ АНАТОЛЬЕВИЧ

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НАДЁЖНОСТИ

И ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО

И ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ПРОЦЕССАХ

ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

Специальности: 05.02.13 – «Машины, агрегаты и процессы»

(нефтегазовая отрасль)

05.26.03 – «Пожарная и промышленная безопасность» (нефтегазовая отрасль)

Диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный консультант доктор технических наук, профессор Байков Игорь Равильевич.

Официальные оппоненты : доктор технических наук, доцент Новоселов Владимир Викторович;

доктор технических наук, доцент Ямалиев Виль Узбекович;

доктор технических наук, профессор Гумеров Риф Сайфуллович.

Ведущая организация «Центр энергосберегающих технологий Республики Татарстан» при Кабинете Министров Республики Татарстан.

Защита состоится «20» февраля 2004 года в 14-00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Ученый секретарь диссертационного совета Ибрагимов И.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Обеспечение надёжности эксплуатации и производственной безопасности объектов нефтегазовой отрасли в современном обществе является важнейшей задачей. Технологические процессы добычи и транспорта углеводородного сырья являются по своему характеру потенциально опасными, что связано с большими объемами горючего органического сырья, добываемого на промыслах и транспортируемого на дальние расстояния.

Крупные аварии на предприятиях отрасли приводят к экологическим катастрофам, для ликвидации последствий которых необходимы значительные финансовые затраты, а на восстановление природной среды уходят многие годы.

Уровень надежности технических систем нефтегазовой отрасли оказывает непосредственное влияние на эффективность производства. Проблемы повышения эффективности нефтегазовой отрасли тесно связаны с задачей снижения производственных затрат, в частности, на энергетические ресурсы и проведение ремонтно-восстановительных мероприятий. В свою очередь, эти задачи определяются техническим состоянием оборудования отрасли, и, следовательно, их решение возможно путем разработки мероприятий по повышению надежности оборудования и совершенствованию методов технической диагностики.

В настоящее время для решения перечисленных проблем появились объективные условия. В первую очередь они обусловлены широким внедрением в нефтегазовые технологии микропроцессорной техники, которая позволяет получать производственную информацию в качественном и количественном отношениях не сравнимую с доступной 5-10 лет назад. Информационноизмерительные системы (ИИС) позволяют получать, накапливать и сохранять в течение практически неограниченного времени массивы производственных данных, к которым относятся не только текущие рабочие параметры оборудования, но и электронные базы данных диспетчерских служб.

Особое внимание должно быть уделено разработке новых математических методов обработки данных и построения на их основе моделей технических систем, применение которых стало возможным в настоящее время. К ним относятся методы синергетики и динамического хаоса, нечеткой логики, теоретико-игровые методы, нейронные сети и клеточные автоматы и многие другие, разработанные и успешно применяемые в таких областях, как экономика и финансы, метеорология, геофизика, прогнозирование чрезвычайных ситуаций, но не нашедшие широкого применения в промышленных отраслях.

Общая структура задачи повышения надежности и эффективности предприятий нефтегазовой отрасли может быть представлена в виде упрощенной схемы (рис.1). Основой для постановки и решения задачи являются исходные данные ИИС, на основе которых строятся математические модели, описывающие характеристики объектов и процесс их развития во времени. Это могут быть показатели надежности оборудования, параметры, характеризующие текущее техническое состояние объекта, или отдельный параметр, определяющий эффективность того или иного технологического процесса.

Построение адекватной модели технической системы, отдельного объекта, единицы оборудования или его узла, имеет целью получение прогноза изменения технических параметров или параметров надежности во времени. Прогноз, в свою очередь, позволяет принимать обоснованные решения по проведению мероприятий по техническому обслуживанию, планированию ремонтных мероприятий, оснащению ремонтно-технических служб необходимым оборудованием и комплектованию резервного фонда оборудования.

Неотъемлемой составной частью проблемы повышения надежности эксплуатации и энергоэффективности предприятий является разработка методов рационального энергоснабжения. Энергетическая составляющая в себестоимости углеводородного сырья достигает 15%, а непрерывность технологических процессов в нефтегазовой отрасли непосредственно связана с бесперебойностью энергообеспечения.

Повышение эффективности предприятий достигается путем решения всего комплекса перечисленных задач.

–  –  –

Эффективность производства является важным аспектом проблем нефтегазового комплекса. Под эффективностью понимается, в первую очередь, уровень затрат всех возможных ресурсов, в том числе и энергетических, на поддержание функционирования предприятия. Издержки производства, как одна из основных составляющих себестоимости продукции, в настоящее время являются серьезным препятствием для конкурентоспособности российского углеводородного сырья на международном рынке. Поэтому в последнее время настоятельно требуется разработка и внедрение энерго- и ресурсосберегающих технологий.

Разработка методов решения перечисленных задач должна строиться с учетом возросшего уровня качества и объема исходной информации, обеспечиваемого автоматизированными системами контроля и диагностики, широко используемыми на предприятиях отрасли.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности и производственной безопасности нефтегазовых предприятий путем разработки методов управления параметрами надежности эксплуатации оборудования и снижения издержек производства на обслуживание и энергоресурсы.

Основные задачи

исследований:

1. Разработка методов диагностирования и прогнозирования параметров надежности эксплуатации оборудования на основе построения моделей технологических систем добычи и транспорта углеводородного сырья.

2. Создание систем диагностических параметров для оценки текущего технического состояния и остаточного ресурса оборудования на основе комплексного использования информации автоматизированных устройств сбора данных.

3. Разработка теоретических основ и практических методов оперативного контроля технического состояния систем транспорта нефти и газа с применением статистических, феноменологических и динамических моделей.

4. Повышение эффективности эксплуатации нефтегазового оборудования на основе оптимального планирования ремонтно-восстановительных мероприятий.

5. Разработка методики расчета затрат на содержание ремонтновосстановительных служб, позволяющей минимизировать ущерб от аварий технологического оборудования.

6. Разработка методов повышения надежности и экономичности работы энергетического оборудования с учетом переменных нагрузок, являющихся следствием изменения условий работы и технического состояния энергопотребителей.

7. Разработка теоретических основ планирования территориального размещения объектов и коммуникаций предприятий нефтегазовой отрасли с целью повышения надежности энергоснабжения и сокращения потерь энергии, времени восстановления оборудования и капитальных затрат при строительстве коммуникационных сооружений.

8. Повышение надежности систем энергоснабжения месторождений на основе создания принципов размещения автономных источников энергии.

Методы решения задач. При решении поставленных задач использовались вероятностно-статистические методы, элементы теории детерминированного хаоса, методы теории игр, теории массового обслуживания, методы решения транспортных оптимизационных задач. Для подтверждения выводов и реализации предложенных в диссертационной работе методов и алгоритмов использовалась промышленная информация, полученная информационноизмерительной системой «Скат-95» на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири, базы данных компьютерных измерительно-управляющих систем компрессорных станций ООО «Баштрансгаз», данные вибро- и газодинамической диагностики ЦПТЛ ООО «Баштрансгаз», данные диспетчерских журналов ОАО «Уралтранснефтепродукт» и другая производственная информация.

Научная новизна заключается в следующем:

1. Обоснована необходимость сбора и постоянного хранения всего объема производственной и диагностической информации, и показано, что подобная информация представляет большую ценность с точки зрения разработки перспективных методов диагностики, основанных на математической обработке больших объемов исходных данных, таких как методы математической статистики, динамического хаоса, разработка имитационных моделей и др.

2. Показана необходимость учета временной зависимости потока отказов оборудования, обусловленной изменением характеристик месторождения в процессе его разработки. Предложенная в работе трехпараметрическая модель прогнозирования времени безотказной работы технологического оборудования нефтегазодобычи позволяет увеличить достоверность прогнозов более чем в два раза.

3. Показано, что различные типы отказов оборудования имеют детерминированный характер по месту локализации аварий, и установлены статистически значимые связи между типами отказов и технологическими параметрами эксплуатации скважин.

4. Предложена методика анализа данных вибродиагностики, позволяющая производить учет разрушающего воздействия стохастических процессов в сложных технических системах и обеспечивающая распознавание развивающихся дефектов нефтегазотранспортного оборудования, не доступное традиционным методам.

5. Разработан комплекс методов оптимального планирования сроков проведения ремонтов нефтедобывающего и газотранспортного оборудования, позволяющих минимизировать убытки предприятия и основанных на ретроспективном анализе баз данных автоматизированных измерительных систем о динамике падения дебитов скважин и численных решениях, полученных на основе имитационной модели. Предложенные методы позволяют учитывать не только характеристики надежности оборудования, но и влияние таких факторов, как текущие цены на сырье и негативное воздействие самих мероприятий по техническому обслуживанию.

6. Представлены теоретические положения по определению стратегии выбора типов и мест размещения автономных источников энергии на территории месторождений, позволяющие повысить надежность энергоснабжения нефтяных и газовых промыслов и уменьшить стоимость потребляемой тепловой и электрической энергии.

На защиту выносятся результаты научных разработок в области моделирования технологических процессов и совершенствования диагностических методов с целью повышения надежности эксплуатации технологического оборудования и обеспечения энергетической эффективности и промышленной безопасности объектов нефтегазовой промышленности.

Практическая ценность и реализация работы. Методики и алгоритмы прогнозирования сроков отказов подземного оборудования нефтедобычи, разработанные в диссертационной работе, включены в состав автоматизированной системы контроля параметров нефтедобычи «Скат-95». Данная система эксплуатируется на ряде нефтедобывающих предприятий Западной Сибири.

Использование предложенных методик позволило увеличить достоверность прогнозов выхода из строя насосов ЭЦН в 2-5 раз.

Предложенные в диссертации методы расчета периодичности очистных мероприятий апробированы в ОАО «Уралтранснефтепродукт». Проведенные исследования показали высокую эффективность метода и достаточную для практического использования точность проводимых оценок.

Результаты расчетов использованы при планировании очистных мероприятий нефтепродуктопроводов «Салават-Уфа», «Уфа-Камбарка», «Синеглазово-Свердловск».

Разработанные в диссертационной работе методики определения технического состояния и энергоэффективности газотурбинных агрегатов апробированы службой ЦПТЛ ДП «Баштрансгаз» и используется для контроля технического состояния ГПА.

Предложения и рекомендации по принципам выбора и территориального размещения автономных электростанций рассматриваются в ООО «Уренгойгазпром» ОАО «Газпром», ТПП «Когалымнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачинефтегаз».

Апробация работы .

Основные положения работы докладывались на следующих семинарах, научно-технических советах и конференциях:

1. Всероссийской научно-технической конференции «Новоселовские чтения» (Уфа, 1998).

2. 5-й Международной научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических процессов» (Уфа, 1999).

3. III Всероссийской конференции «Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения» (Н.-Новгород, 1999).

4. Межрегиональной научно-методической конференции «Проблемы нефтегазовой отрасли» (Уфа, 2000).

5. Научно-практической конференции "Энергосбережение в химической технологии - 2000" (Казань, 2000).

6. Всероссийской научной конференции «Энергосбережение в РБ», (Уфа, 2001).

7. Международной конференции, посвященной 50-летию ФТТ УГНТУ (Уфа, 2002).

–  –  –

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов; содержит 315 страниц машинописного текста, 32 таблицы, 84 рисунка, библиографический список из 240 наименований.

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы.

Первая глава посвящена анализу современных методов моделирования технических систем нефтегазовой отрасли, проводится анализ методов контроля и регулирования параметров надежности оборудования добычи и транспорта нефти и газа и рассматриваются пути снижения затрат на потребляемые энергоресурсы.

Проведенный анализ показал, что существующие модели прогнозирования надежности нефтегазового оборудования статичны и не учитывают динамики изменения характеристик объекта во времени. В то же время, существует большое число хорошо разработанных математических методов, позволяющих моделировать реальные физические процессы в сложных технологических системах. До последнего времени реализация данных методов сдерживалась отсутствием достаточного объема исходной информации, в качестве которой использовались, как правило, данные из диспетчерских журналов. Благодаря внедрению автоматики и компьютерных технологий в нефтегазовой отрасли и накопленным большим массивам эксплуатационных данных появилась возможность создания и использования алгоритмов и компьютерных программ, реализующих современные методы моделирования, которые позволяют существенно увеличить уровень эксплуатационной надежности объектов нефтегазовой отрасли.

Рассмотрены основные методы диагностики технического состояния нефтегазотранспортного энергетического оборудования и показано, что они не обладают требуемой достоверностью. Так, анализ результатов вибрационного диагностирования газоперекачивающих агрегатов показал, что во многих случаях развитие дефектов не распознается с помощью существующих методов обработки вибросигналов. Сделан вывод о необходимости расширения набора диагностических признаков и совершенствования методов обработки диагностических данных, позволяющих адекватно оценивать текущее техническое состояние энергомашин.

–  –  –

Рис.4. Сравнение прогностических возможностей моделей различной сложности.

Причина аварии – засорение рабочих органов насоса песком. Интервал «а» – база для прогноза, интервал «b» – прогноз. 1 – полином 1-й степени; 2 – полином 2-й степени; 3 – полином 3-й степени; Маркеры в форме треугольника – фактические данные непосредственно перед полным отказом Выходы из строя промыслового оборудования являются событиями относительно редкими, а следовательно, объемы выборки по аварийным ремонтам и/или заменам оборудования за период времени, когда условия его эксплуатации можно считать неизменными, невелики. Кроме того, достоверная информация об отказах технологического оборудования, хранящаяся в базах данных современных автоматизированных систем, охватывает временной интервал в 5лет. С учётом средней наработки на отказ и общего числа единиц однотипного оборудования подобный объём информации не превышает 10-20 жизненных циклов работы технологического оборудования нефтяных промыслов. Поэтому встает задача моделирования параметров надежности с учетом малого объема 0,9 0,85

–  –  –

0,75 0,7 0,65 0,6 0,55

–  –  –

Рис.5. Среднее значение показателя Херста для различных видов отказов выборки по аварийным событиям и требованием наивысшей точности прогноза.

Для решения поставленной задачи проведено сравнение точности прогнозов (по ретроспективным данным) для трех методов построения оптимальной модели - метод наименьших квадратов, методы минимизации среднего риска и методы теории нечетких множеств. При этом установлено, что в условиях малых объемов выборок наиболее достоверные прогнозы дает модель, рекомендуемая методами теории нечетких множеств.

Прогноз аварии при мгновенных отказах такими методами невозможен. В этом случае необходимо найти некие «предвестники» аварии, которые реагировали бы на приближение отказа при практически постоянных рабочих параметрах скважины.

Таким предвестником могут быть фрактальные характеристики временного ряда дебитов. Исследования показали, что хаотические изменения дебитов нефтедобывающих скважин имеют детерминированную природу, а фрактальные характеристики временных рядов измерений дебита позволяют обнаруживать развивающиеся дефекты, не доступные традиционным методам (рис.5).

В заключении второй главы рассмотрено влияние на надежность эксплуатации штанговых глубинных насосных установок высокочастотной составляющей нагрузки в колонне штанг, вызванной резонансными явлениями. Для оценки степени опасности данного вида переменных нагрузок разработана математическая модель штанговой глубинной насосной установки (ШГНУ), описывающая динамические нагрузки в колонне штанг, и определены основные зависимости их разрушающего воздействия от технических характеристик оборудования и физических свойств добываемой жидкости. Выявлена связь между вероятностью обрыва штанги и амплитудой динамических нагрузок, даны рекомендации по их снижению.

–  –  –

Рис.10. Спектрограммы акустического сигнала, новению турбулентных потоков возбуждаемого шаровым краном а) – герметичный кран; б) – негерметичный кран;

газа. Турбулентная струя газа при истечении из отверстия или при обтекании помещенного в поток тела, генерирует акустические колебания, частота которых зависит от характерных размеров повреждения и параметров движущейся среды (рис.10).

Генерируемые колебания имеют широкий спектр, что связано с физическими процессами, приводящими к генерации акустических волн, а именно – образованию и срыву газовых вихрей. Каждый элементарный вихрь имеет определенные физические и энергетические характеристики, но поскольку параметры элементарных вихрей являются в значительной степени случайной величиной, то и спектр акустических колебаний в различные интервалы времени различен.

Если ввести понятие «мгновенного» спектра, понимая под этим спектр колебаний за достаточно малый интервал времени t = 1/f0, (4) где f0 – самая низкочастотная из интересующих нас компонент спектра, то можно сказать, что узкополосный «мгновенный» спектр совершает стохастические перемещения в некотором частотном диапазоне, средняя частота fср которого связана с числом Струхаля

–  –  –

Следовательно, изучение спектральных и статистических закономерностей акустических характеристик дает возможность получить информацию о геометрических размерах излучающего объекта и скорости (расходе) газовой среды. Зная среднюю частоту полосы шума в акустическом спектре, из соотношения (5) можно получить оценки характерного размера повреждения D на уплотнении крана и величину утечки Q газа. Для спектра, представленного на рис.10 (fср = 1750 Гц), имеем

–  –  –

что составляет около одного процента перекачиваемого газа агрегатом ГТК-10 и соизмеримо с погрешностью расходомера. Достоинством предлагаемого метода диагностики является возможность проведения измерений без остановки работы крана.

В третьем разделе главы рассмотрена возможность построения диагностической феноменологической модели, позволяющей производить расчеты КПД ГТУ без привлечения дополнительных измерений.

Актуальной задачей контроля технического состояния оборудования являются исследования, направленные на разработку методов расчета параметров эксплуатации оборудования, для которых требуются дополнительные измерения, не обеспечиваемые штатными приборами. К ним относятся, в частности, методы расчетов КПД насосных и компрессорных агрегатов. Каждый из узлов механической системы можно охарактеризовать некоторым результирующим параметром, который является критерием технического состояния данного узла. Например, для ГПА как целого, в качестве оценки технического состояния можно взять величину общего КПД агрегата или остаточный ресурс работы.

Обозначим i-й регистрируемый штатными приборами параметр работы агрегата через xi, тогда техническое состояние Yj j-го узла можно определить как функцию параметров, т.е. Yj = fj(X), где X = {xi}.

Каждый из регистрируемых параметров xi изменяется с течением времени, причем запись производится через равные промежутки времени с интервалом t, т.е. tk=nt, где n - номер измерения в серии. Поэтому регистрируемые временные ряды значений параметров можно представить в виде xi= xi(tk). Рассчитываемый показатель технического состояния Yj также будет являться временным рядом Yj(tk), что дает возможность изучения тренда технического состояния и прогнозирования дефектов нефтегазового оборудования.

Эффективный КПД ГТУ зависит от режима работы ГПА и является известной функцией многих режимных параметров: = F(X), где X = {xi} – комплекс параметров, измеряемых (в том числе нештатными средствами) для проведения расчетов. С течением времени, при изменениях режима работы ГПА, изменяются и параметры, т.е. xi= xi(tj), и КПД j = F(tj).

С другой стороны, можно представить сложную функцию F более простой (например, линейной) функцией параметров xк (измеряемых штатными приборами) с неизвестными постоянными коэффициентами:

N * j = F * (t j) = A0 + Ak xk (t j), (6) k =1

–  –  –

временными рядами параметров xк(tj) и КПД (tj) и задав уровень достоверности корреляционной связи.

Коэффициенты Аk вычисляются из условия минимизации функционала F(X)-F*(X) min. (7) Аналогичным образом ставится задача определения других диагностических показателей - коэффициентов технического состояния по мощности, КПД или топливному газу.

На рис.11 приведено сравнение КПД, рассчитанного по стандартной методике (требующей дополнительных измерений) с расчетами по предложенной модели. Погрешность расчетных значений K составляет 2 % и является систематической, в то время как кривые эквидистантны. Поэтому можно считать, что уравнения регрессии, получаемые с помощью предложенных процедур, достаточно точны, и с их помощью возможно проведение оценок коэффициентов технического состояния ГПА.

Преимуществами предложенного метода является использование только штатных измерений, оперативность расчета и возможность включения разработанного алгоритма в состав функций ИИС компрессорной станции для отображения текущего технического состояния каждого из агрегатов.

Четвертая глава посвящена вопросам рационального технического обслуживания объектов добычи и транспорта углеводородов.

В первом разделе главы рассмотрены возможные схемы организации обслуживания объектов добычи и транспорта нефти и газа, позволяющие минимизировать производственные затраты и снизить ущерб от простоев оборудования.

Анализ показывает, что более половины дефектов оборудования являются развивающимися во времени. Характерными временами полного развития дефекта, например, в нефтедобыче, является интервал времени до 90 суток.

Проведение ремонтных работ непосредственно после обнаружения развивающегося дефекта нецелесообразно, поскольку оборудование еще не полностью выработало ресурс, а замена его на новое требует значительных затрат. С другой стороны, эксплуатация оборудования с развивающимся дефектом приводит к снижению прибыли из-за уменьшения добычи нефти. Кроме того, убыточен и простой скважины в течение восстановительных работ. Таким образом, необходимо решать многокритериальную оптимизационную задачу - определить момент начала ремонтных работ, при котором ущерб предприятия от уменьшения добычи нефти будет минимален. Рассмотрим решение поставленной задачи оптимизации сроков проведения ремонтных работ в предположении, что функция, описывающая снижение дебита Q(t) скважины, уже определена и параметризирована.

Примем за начало отсчета времени t=0 момент начала снижения дебита.

Прибыль предприятия, получаемая при эксплуатации скважины в этот период, определяется доходом от продажи продукта раб

–  –  –

B C. (11) раб + раб + раб + C рем + c эл P раб = 0 cQ0 Уравнение (11) представляет алгебраическое уравнение третьей степени относительно искомого решения раб, которое может быть вычислено по формулам Кардано.

Расчеты, приведенные с учетом наработки насосного оборудования на отказ, показали, что при условии выполнения данных рекомендаций удельная прибыль нефтедобывающего предприятия возрастает на 5-7%.

Аналогичная задача возникает при планировании ремонтных работ на газотранспортном оборудовании. В работе предложена имитационная модель, позволяющая на основе статистических данных по отказам элементов газотранспортного оборудования рассчитать оптимальный межремонтный период эксплуатации газоперекачивающих агрегатов. Разработанная модель может быть применена для планирования календарных сроков проведения плановопредупредительных и капитальных ремонтов ГПА любого типа.

Принятая для расчетов модель имеет следующую структуру.

Предположим, что ГПА состоит из N элементов, для каждого из которых можно определить интегральную функцию распределения времени наработки на отказ Fi(t), 1iN. Аварийный отказ агрегата считается произошедшим при выходе из строя хотя бы одного элемента. После аварийного отказа производится ремонт, который полностью или частично восстанавливает ресурс отказавшего элемента ГПА. Существует также возможность осуществления планово-предупредительных ремонтов одного или нескольких элементов, а также тех из капитальных ремонтов, при которых ресурс ГПА восстанавливается полностью.

Для проведения расчетов необходимо знать вид и параметры законов распределения Fi(t), которые могут быть получены из анализа статистических данных по аварийным отказам ГПА. Известно, что начальный участок эксплуатации, отсчитываемый от момента пуска ГПА после капитального ремонта, является наиболее опасным в смысле неожиданных отказов, что характерно для большинства технических устройств. Отказы на начальном участке эксплуатации связаны с развитием скрытых дефектов после некачественного ремонта, их интенсивность с течением времени достаточно быстро убывает (период приработки). После окончания периода приработки отказы, в основном, происходят в результате физического износа элементов ГПА, и функция распределения отказов в этом случае соответствует нормальному закону.

Для определения 0,08

–  –  –

где N – мощность привода, кВт;

Q – номинальная производительность, м3/сут.

График зависимости Z=Z(Q), рассчитанный по приведенной формуле на основании характеристик насосов и построенный для высоты подъема жидкости в пределах 600-1000 м, приведен на рис.16. Из графика следует, что КПД насосно-силового агрегата зависит от его производительности и меняется от ~0,35 при Q = 30-50 м3/сут до ~0,70 при Q 100 м3/сут.

По данным о структуре насосного парка и дебитах скважин вычислим удельные затраты в целом по месторождению (для реальной структуры парка

ЭЦН):

–  –  –

вующего парка ЭЦН.

Оценка реальных затрат Рис.16. Расчет удельных затрат по паспортным данпроводилась по данным изменым ЭЦН.

рения суммарного дебита скважин, оборудованных ЭЦН, и суммарной мощности, потребляемой насосным оборудованием. Принятая в эксплуатацию на изучаемом месторождении ИИС «Скат-95» позволяет провести подобные оценки. Так, на момент измерений суммарный суточный дебит скважин нефтепромысла по жидкости составил 35031 м3/сут, при этом фактическая суммарная мощность приводных двигателей составляла 9622 кВт. Расчет по соотношению (26) в этом случае дает Z=6,6 кВтч/м3. Таким образом, фактические удельные затраты энергии почти в два раза превышают нижний предел для данного месторождения.

Анализ, проведенный с целью выяснения причин расхождения фактических и теоретически возможных для условий данного месторождения удельных энергозатрат, выявил следующие основные причины:

Значительные тепловые потери в силовом кабеле из-за малого сечения токопроводящих жил;

Несоответствие величины питающего напряжения на трансформаторной подстанции номинальному или перекос фаз;

Потери в трансформаторах;

Неудовлетворительное техническое состояние насоса, двигателя или насосно-компрессорных труб.

Одним из методов снижения нерациональных потерь электрической энергии является обеспечение рациональной нагрузки трансформаторных подстанций. Эта задача решается в диссертационной работе путем разработки алгоритма расчета нагрузок, позволяющего оптимизировать распределение нагрузки трансформаторных подстанций нефтегазовых промыслов с учетом возможных изменений фактической мощности потребителей энергии.

Нерациональная загрузка технологического оборудования приводит к сокращению ресурса его работы и одновременно увеличивает удельные энергозатраты на добычу углеводородного сырья. Это в полной мере относится и к кустовым трансформаторным подстанциям (КТП), установка которых была произведена в большинстве случаев на начальных стадиях разработки нефтяных и газовых месторождений.

Работавшие ранее в номинальном режиме КТП вследствие падения добычи нефти оказались в большинстве случаев либо недогруженными, либо перегруженными. Статистический анализ баз данных ИИС "Скат-95" показал, что общим правилом в настоящее время является недогрузка КТП на 40-60%. Более того, распределение нагрузки между КТП (при наличии более чем одного КТП на кусте скважин) в реальном случае может быть совершенно случайным.

Необходимо также заметить, что нагрузка КТП не остается постоянной во времени. Например, выход из строя одного из насосов приводит к снижению нагрузки. С учетом времени ожидания ремонта (10-30 суток) и самого ремонта (3-5 суток) возникающее нерациональное распределение нагрузок приводит к существенному перерасходу электроэнергии.

Для повышения надежности эксплуатации кустовых трансформаторных подстанций и снижения нерациональных потерь электроэнергии необходимо решить задачу распределения нагрузок между КТП с учетом фактической производительности насосного оборудования и временного характера изменения присоединенных нагрузок, вызванного аварийным отключением насосов.

Формализуем постановку задачи следующим образом. Имеется n КТП, обслуживающих m скважин. Все КТП работают с недогрузкой (на левой ветви кривой КПД). Необходимо перераспределить нагрузку потребителей между КТП таким образом, чтобы суммарные потери электроэнергии были наименьшими.

Проведенный сравнительный анализ характеристик КПД трансформаторов показал, что наиболее достоверно в классе элементарных функций левая ветвь кривой КПД описывается функцией вида = a (1 exp(N)), (28) где – КПД трансформатора;

a, – эмпирические коэффициенты;

N – потребляемая мощность.

Рассмотрим функцию Y, характеризующую работу группы КТП:

n n = i = ai (1 exp(i N i)). (29) i =1 i =1 В физическом смысле максимизация функционала соответствует минимуму тепловых потерь в магнитопроводе и обмотках группы трансформаторов.

Очевидно, что левая часть уравнения (29) будет достигать максимального значения, когда величина n

–  –  –

Зависимость (31) позволяет рассчитывать оптимальную нагрузку каждого трансформатора в группе, если известна общая потребляемая мощность кустового оборудования.

Сравнение численного значения суммарного коэффициента полезного действия группы трансформаторов, полученного в результате оптимизации распределения нагрузок, со случаем существующего распределения нагрузок показало, что потери электроэнергии на КТП, обслуживающих куст скважин, уменьшаются не менее чем на 2%. С учетом того, что число трансформаторов в НГДУ может достигать нескольких тысяч, экономия электроэнергии будет весьма существенной. Предлагаемый алгоритм позволяет повысить долговечность работы трансформаторных подстанции и силового оборудования за счет приближения степени их загрузки к номинальной.

В заключении главы рассмотрены вопросы рационального энергоснабжения нефтегазовых предприятий.

Для повышения энергетической безопасности эксплуатации нефтегазодобывающих предприятий, увеличения надежности энергоснабжения и снижения потерь при передаче и преобразовании, а также с целью снижения стоимости электрической и тепловой энергии, в настоящее время в нефтегазовой отрасли все чаще используются автономные энергетические источники. При этом возникает задача выбора типа, мощности и места расположения автономных энергоблоков, с учетом их надежности, рабочего ресурса, стоимости и минимальных потерь энергии при передаче ее потребителям.

В работе проведен анализ эксплуатационных характеристик промышленных мини-электростанций отечественного и зарубежного производства. Показано, что по критериям «долговечность - себестоимость электроэнергии - надежность» приоритетными для нефтегазодобывающих предприятий являются секционированные газопоршневые мини-электростанции мощностью 1…5 МВт, работающие на попутном газе.

В настоящее время сложился достаточно обширный рынок автономных энергетических источников, и задача реконструкции сводится к выбору оптимального типа и мощностей энергоустановок и их территориального размещения, как с точки зрения надежного энергоснабжения промыслов, так и с точки зрения уменьшения удельных энергозатрат на добычу нефти и газа.

Задача выбора оптимальной системы энергоснабжения нефтегазовых промыслов должна решаться с учетом территориального размещения и мощности как потребителей, так и источников электрической энергии. Поэтому постановка оптимизационной задачи должна проводиться индивидуально для каждого месторождения.

Исходной информацией для проведения расчетов служит масштабная карта месторождения, на которую нанесены все энергопотребляющие объекты (кусты скважин, водонагнетательные насосы и пр.) с указанием их установленной мощности.

Анализ показывает, что потребление электроэнергии в пределах месторождения имеет ярко выраженный неравномерный характер. Поверхность энергопотребления имеет целый ряд локальных экстремумов, расположение которых соответствует областям максимального и минимального энергопотребления.

Задача размещения объектов для данного случая формализуется следующим образом.

На территории месторождения необходимо разместить n автономных источников электроэнергии с известной суммарной мощностью N0 кВт таким образом, чтобы нагрузка электроприемников соответствовала их номинальным показателям, а суммарные тепловые потери в силовых линиях были минимальны.

Пусть m существующих объектов (кустов скважин, насосных станции и других потребителей) размещены в различных точках P1,…,Pm плоскости, а новые объекты (автономные энергоисточники) – в точках X1…Xn. Расстояние между точками расположения j-го нового и i–го существующего объектов обозначим как d(Xj,Pi). Обозначим годовые удельные потери энергии в кабеле между j-м новым и i–м существующим объектом через wij=F1(Ni). Тогда общие годовые потери энергии определятся как m f (X) = wij d (X j, Pi), (32) i =1

–  –  –

где E i = (x a i) + (y b i) +.

(h) (h) 2 (h) 2 Расчет оптимального расположения автономных энергоблоков, проведенный по данным итерационным формулам, позволяет определить расположение произвольного числа источников (рис.17).

Предлагаемый алгоритм позволяет не только повысить надежность энергоснабжения объектов нефтегазовых месторождений, но и уменьшить в 2…5 раз потери электроэнергии в линиях электропередач.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана математическая модель прогнозирования времени наработки на отказ технологического оборудования, учитывающая как условия эксплуатации, так и его конструктивные и качественные показатели. Установлены количественные критерии влияния условий эксплуатации этого оборудования на его рабочий ресурс. Показано, что достоверность разработанных моделей не менее чем в два раза превосходит точность прогноза моделей, использующих стационарный поток отказов.

2. Разработана методика распознавания аномальных зон разработки нефтяных и газовых месторождений, предрасположенных к повышенной аварийности оборудования. Установлено, что различные типы отказов оборудования имеют детерминированный характер по месту локализации аварий. Установлены статистически значимые связи между типами отказов и технологическими характеристиками эксплуатации кустов скважин.

3. Предложены методы диагностирования технического состояния газотурбинных машин, основанные на положениях теории динамического хаоса. На основе исследований природы стохастических процессов в сложных механических системах разработана методика анализа спектральных данных вибродиагностики, позволяющая производить учет разрушающего воздействия стохастических процессов в сложных технических системах и обеспечивающая распознавание развивающихся дефектов нефтегазотранспортного оборудования, не доступных традиционным методам.

4. Разработан комплекс методов прогнозирования сроков наступления отказов в работе нефтегазового оборудования с развивающимися дефектами различного вида. Апробация методики показала, что ее применение позволяет увеличить точность прогноза не менее чем на 10…30 % по сравнению с традиционными способами прогноза.

5. Предложены методы оптимального планирования сроков проведения ремонтов нефтедобывающего и газотранспортного оборудования, позволяющие минимизировать убытки предприятия. Предложенные методы основаны на ретроспективном анализе базы данных ИИС о динамике падения дебитов скважин и численных решениях, полученных на основе имитационной модели отказов газоперекачивающего оборудования. Установлено, что подобное долгосрочное планирование позволяет уменьшить аварийность, сократить время простоя оборудования и увеличить прибыль предприятия на 5…7%.

6. Предложен метод повышения надежности и экономичности работы энергетического оборудования в условиях, когда присоединенная нагрузка изменяется в результате отказов энергопотребляющих установок. Установлено, что применение предложенной методики позволяет сократить потери электроэнергии на кустовых трансформаторных подстанциях не менее чем на 2%.

7. Разработана стратегия выбора типов и мест размещения автономных источников энергии на основе использования автономных газотурбинных и газопоршневых энергетических модулей, позволяющая повысить надежность энергоснабжения нефтяных и газовых промыслов и уменьшить стоимость потребляемой тепловой и электрической энергии. Показано, что в этих целях наиболее эффективно использование газопоршневых установок единичной мощности 1-2 МВт, работающих на попутном газе. Предложены алгоритмы размещения подобных энергетических установок на территории нефтяных месторождений, позволяющие уменьшить в 2-5 раз потери в линиях электропередач.

1. Байков И.Р., Смородов Е.А. Принципы создания и использования базы данных по критическим режимам ГПА КС.// Новоселовские чтения: Тез.докл.

Всерос. науч.-техн. конф.-Уфа, 1998, С.8.

2. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Применение ранговых критериев для вибродиагностики ГПА.// Новоселовские чтения: Тез.докл. Всерос.

науч.-техн. конф.-Уфа, 1998, C.9.

3. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Диагностирование технического состояния газоперекачивающего оборудования методами теории распознавания образов.// Новоселовские чтения: Тез.докл. Всерос. науч.-техн.

конф.-Уфа, 1998, C.7.

4. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Выбор оптимальной периодичности виброобследования газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций.// Новоселовские чтения: Тез.докл. Всерос. науч.-техн. конф.-Уфа, 1998, C.6.

5. Смородов Е.А., Смородова О.В. Определение неплотностей запорного оборудования магистральных газопроводов./ Энергосбережение: Тез.докл. Всерос. науч.-техн. конф.-Уфа, УГАТУ, 1998, С.18.

6. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Генерация сверхнизких частот при работе газоперекачивающих агрегатов и их влияние на спектры вибрации //Изв. ВУЗов. Нефть и газ.- 1999.- №4.- С.62-67.

7. Смородов Е.А., Смородова О.В., Мусин Д.Ш. Разработка договорной стратегии нефтеперекачивающих предприятий с энергосистемами //Региональные проблемы энергосбережения и пути их решения: Тез. докл.

8. Байков И.Р., Смородов Е.А., Ахмадуллин К.Р Оптимизация периодичности очистки нефтепродуктопроводов //Транспорт и хранение нефтепродуктов. – 1999.-№8.- С.8.

9. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Оптимизация размещения энергетических объектов по критерию минимальных потерь энергии. //Изв.

ВУЗов. Проблемы энергетики.- 1999.- №3-4.- С.27.

10. Смородов Е.А., Китаев С.В. Изучение динамики зависимостей между рабочими параметрами газоперекачивающих агрегатов. // Методы кибернетики химико-технологических процессов: Тез. докл. 5-ой Междунар. науч. конф.

–Уфа: УГНТУ, 1999.- Т.2.-Кн. 2.-С.167.

11. Смородов Е.А., Смородова О.В., Шахов М.Ю. Низкочастотные колебания подшипниковых узлов газоперекачивающих агрегатов. // Методы кибернетики химико-технологических процессов: Тез. докл. 5-ой Междунар. науч.

конф. –Уфа: УГНТУ, 1999.- Т.2.-Кн. 2.-С.161.

12. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Имитационное моделирование отказов газоперекачивающих аппаратов. // Методы кибернетики химикотехнологических процессов: Тез. докл. 5-ой Междунар. науч. конф. –Уфа:

УГНТУ, 1999.- Т.2.-Кн. 2.-С.139.

13. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Ранговые критерии в вибродиагностике ГПА // Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Всерос.

науч.-техн. конф.- Уфа: УГНТУ, 1999.- С.130.

14. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Выбор частоты вибрационных обследований технологического оборудования системы магистрального транспорта газа. // Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Всерос.

науч.-техн. конф.- Уфа: УГНТУ, 1999.- С.134.

15. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Принятие решений о ремонте оборудования компрессорных станций с применением методов теории игр. // Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Всерос. науч.-техн. конф.Уфа: УГНТУ, 1999.- С.138.

16. Смородов Е.А., Смородова О.В. Некоторые эмпирические зависимости по отказам газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций. // Материалы Новоселовских чтений: Сб. науч. тр. Всерос. науч.-техн. конф.- Уфа:

УГНТУ, 1999.- С.142.

17. Байков И.Р., Смородов Е.А. Диагностика технического состояния механизмов на основе статистического анализа вибросигналов //Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики. -1999.-№11-12.- С.24-29.

18. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Применение методов теории самоорганизации в диагностике технического состояния механизмов. //Изв.

ВУЗов. Проблемы энергетики.- 2000.- №1-2.- С.96-100.

19. Байков И.Р., Смородов Е,А, Смородова О.В. Моделирование отказов газоперекачивающих агрегатов методом Монте-Карло //Газовая промышленность.С.20-22.

20. Курочкин А.К., Смородов Е.А., Закиев А.А.Определение некоторых эмпирических зависимостей энергетических параметров роторных гидроакустических излучателей. // Энергосбережение в химической технологии - 2000:

Материалы Всерос. науч.-практ. конф. – Казань: КГТУ, 2000, С.119-120.

21. Курочкин А.К. Смородов Е.А., Распределение мощности в высокоскоростных роторных гидроакустических излучателях // Энергосбережение в химической технологии - 2000: Материалы Всерос. науч.-практ.

конф. – Казань: КГТУ, 2000, С.69-73.

22. Курочкин А.К., Смородов Е.А., Алексеев С.З. Исследование расходнонапорных характеристик высокоскоростных гидроакустических излучателей. // Энергосбережение в химической технологии - 2000: Материалы Всерос. науч.-практ. конф. – Казань: КГТУ, 2000, С.121-122.

23. Курочкин А.К., Смородов Е.А., Закиев А.А. Исследование спектрального состава акустических колебаний высокоскоростных гидроакустических излучателей. // Энергосбережение в химической технологии - 2000: Материалы науч.-практ. конф. – Казань: КГТУ, 2000, С.117-118.

24. Курочкин А.К., Смородов Е.А. Экспериментальные исследования зависимости кавитационного шума высокоскоростного гидроакустического излучателя от частоты вращения ротора и статического давления. // Энергосбережение в химической технологии - 2000: Материалы Всерос. науч.-практ. конф.

– Казань: КГТУ, 2000, С.123-124.

25. Smorodov E., Deev V. Aplication of Serial Statistics for Diagnostics of the Oil and Gas Equipment // Journal of fushun petroleum institute.- №4.-2000.- Р.52-57.

26. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В. Применение ранговых критериев для вибродиагностики газоперекачивающих агрегатов //Газовая промышленность. Специальный выпуск.-2000.- С.42-44.

27. Смородов Е.А., Китаев С.В. Методы расчета коэффициентов технического состояния ГПА// Газовая промышленность.-2000.-№5.-С.29-31.

28. Байков И.Р., Смородов Е.А., Китаев С.В. Изучение влияния очистных мероприятий проточных частей осевых компрессоров на надежность работы газотурбинных установок //Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики.- 2000.- №5-6.С.77-82.

29. Байков И.Р., Смородов Е.А., Смородова О.В и др. Уточнение прогнозов аварийных отказов технологического оборудования методами теории нечетких множеств //Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики.- №7-8.- 2000.- с.17-22.

30. Смородов Е.А., Деев В.Г. Стратегия взаимоотношений между поставщиками и потребителями электроэнергии //Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики.С.36-43.

31. Байков И.Р., Смородов Е.А., Деев В.Г. Математическое моделирование отказов насосно-силового оборудования нефтедобывающих промыслов //Горный вестник.- 2000.-№3.- С.51-54.

32. Смородов Е.А., ДеевВ.Г. Оценка качества фонда нефтедобывающих скважин //Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы межрегион. науч.-метод.

конф.-Уфа.- 2000.- C.93-95.

33. Смородов Е.А., Деев В.Г. Контроль уравновешенности станка-качалки на основе обработки синхронных динамограмм и токограмм// Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы мнжрегиональной научно-методической конференции. –Уфа, 2000.- C.95-97.

34. Смородов Е.А, Деев В.Г., Исмаков Р.А. Методы экспресс-оценки качества фонда нефтедобывающих скважин. //Изв. ВУЗов. Нефть и газ. -2001.- №1.С.40-44.

35. Байков И.Р., Смородов Е.А., Шакиров Б.М. Принципы реконструкции системы энергоснабжения населенных пунктов //Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики.- 2001.- №9-10.- С.77-81.

36. Смородов Е.А., Исмаков Р.А., Деев В.Г. Оптимизация сроков проведения ремонтных мероприятий подземного оборудования //Нефтяное хозяйство 2001.-№2.- С.60-63.

37. Байков И.Р, Гольянов А.И., Смородов Е.А. и др. Уточнение методики определения технического состояния проточной части газоперекачивающих агрегатов //Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики.- 2001.- №3-4.- С.3-6.

38. Смородов Е.А., Деев В.Г. Оперативный контроль сбалансированности станка-качалки ШГН на основе динамометрирования // Нефтяное хозяйство.С.57-58.

39. Байков И.Р., Смородов Е.А., Костарева С.Н. Оценка технического состояния ГКУ с помощью вибрации //Газовая промышленность.- 2001.- №4.- С.39-41.

40. Байков И.Р., Смородов Е.А., Соловьев В.Я. Оптимизация нагрузок кустовых трансформаторных подстанций нефтедобывающего предприятия // Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики. - 2002.- №11-12. С.32-36.

41. Байков И.Р., Смородов Е.А., Шакиров Б.М. Оценка эффективности использования мини электростанции //Изв. ВУЗов. Проблемы энергетики.- 2002.С.115-120.

42. Байков И.Р., Смородов Е.А., Деев В.Г. Анализ временных рядов как метод прогнозирования и диагностики в нефтедобыче //Нефтяное хозяйство.С.71-74.

43. Байков И.Р., Смородов Е.А., Соловьев В.Я. Динамические нагрузки в штангах глубинных насосов и их влияние на безопасность эксплуатации//Изв.

СОДЕРЖАНИЕ 1. ПРОГРАММА "ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВ...»ГАЛИМУЛЛИН МИНИВАРИС ЛУТФУЛЛИНОВИЧ РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ПОВЫШЕНИЯ РАБОТОСПОСОБНОСТИ СКВАЖИННЫХ ПЛУНЖЕРНЫХ НАСОСОВ Специальность 05.02.13 –"Машины, агрегаты и странах, идет поиск механизмов эффективного взаимодействия государства и частного б...» государственный университет им. адм. Г.И. Невельского" В. В. Тарасов, С. Б. Малышко, С. А. Горчакова МАТЕРИАЛОВЕДЕНИЕ Учебное пособие Рекомендова...»

«Установка ультразвуковой предстерилизационной очистки малогабаритных инструментов УЗУМИ-05 (Регистрационное удостоверение № ФСР 2007/01155 от 20.11.2007 г.) Руководство по эксплуатации 9451-006-26857421-2007 РЭ Саратов СОДЕРЖАНИЕ Стр.1. Введение.. 3 2. Назначение.. 3 3. Основные технически...»

« бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный лесотехнический университет имени С. М. Кирова" Кафедра дорожного, промышленног...»

«Секция 1 ПАЛЕОНТОЛОГИЯ, СТРАТИГРАФИЯ И РЕГИОНАЛЬНАЯ ГЕОЛОГИЯ КОСМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ, ПРОГНОЗА И ПОИСКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ А.А. Поцелуев1, доцент, Ю.С. Ананьев1, доцент, В.Г...»

10.04.2018

Источник: Журнал «PROнефть»

Management of reliability and integrity of equipment is an important tool for enhancing business efficiency

УДК 338.45:622.276

В.Р. Амиров
ПАО «Газпром нефть»

Ключевые слова: надежность, целостность, оборудование, риск, затраты, эффективность, бюджет, планирова- ние, производственная безопасность, система управления операционной деятельностью (СУОД)

V.R. Amirov
Gazprom Neft PJSC, RF, Saint-Petersburg

The article is devoted to improvement of operational efficiency of oil and gas fields and examines one of the key direc- tions of the operational management system (OMS). This direction is the management of reliability and integrity of equipment – implemented by the Deming cycle. A prerequisite of effective management of reliability and integrity is a correct assessment of the current condition of the asset through the risk assessment and registration costs and damages. The risk-based approach allows for comparable levels of direct costs for management of reliability and in- tegrity, to improve the total economic result (direct costs + damage) while reducing the number of failures. In conclu- sion, the assessment of the current state of management of reliability and integrity in Upstream Division of GPN

Keywords: reliability, integrity, equipment, risk, cost, efficiency, budget, planning, production safety, operational management system (OMS)

DOI : 10.24887/2587-7399-2018-1-10-15

Введение

Задачей программы «Эталон» (система управления операционной деятельностью (СУОД)) ПАО «Газпром нефть» является обеспечение максимальной операционной эффективности компании за счет надежности и безопасности производственной деятельности и вовлечения всех сотрудников в процесс непрерывных улучшений. Управление надежностью и целостностью оборудования (УНЦО) представляет собой комплекс мероприятий, обеспечивающий бесперебойную работу нефтепромыслового оборудования на протяжении всего периода эксплуатации. Важность этого направления производственной деятельности отражена в его выделении в отдельный элемент СУОД.

Прямые затраты и совокупный экономический результат

В условиях объективного ухудшения условий эксплуатации в нефтегазодобывающей отрасли (истощение месторождений, увеличение обводненности продукции скважин и др.) целесообразно оценить «свежим взглядом» структуру затрат на поддержание текущей деятельности активов. Значительную долю (до 20) занимают затраты на УНЦО. Они распределены по различным статьям бюджета актива и могут быть разделены по следующим направлениям (прямые затраты):

1.1. текущий ремонт оборудования;

1.2. капитальный ремонт (или замена) оборудования (частично осуществляется за счет капитальных вложений);

1.3. диагностика состояния оборудования (включая экспертизу промышленной безопасности оборудования с истекшим сроком эксплуатации, мероприятия по коррозионному мониторингу и др.);

1.4. защита оборудования (включая выбор материалов, нанесение защитных покрытий, ингибирование коррозии и др.).

Кроме того, в процессе операционной деятельности возникают дополнительные затраты на УНЦО, которые также влияют на себестоимость добычи нефти:

2.1. затраты на устранение отказов оборудования и ликвидацию последствий этих отказов;

2.2. штрафы и платежи, связанные с нарушением целостности и отказами оборудования.

Третья группа затрат, а точнее, потерь, которые влияют на финансовый результат деятельности актива за отчетный период включает:

3.1. потери продукции, связанные с нарушением целостности и отказами оборудования. Эти три группы затрат актива по-разному соотносятся с рисками нарушения целостности оборудования. Затраты 1.1., 1.2., 1.4. снижают эти риски (как вероятность, так и последствия), затраты 2.1., 2.2., 3.1. возникают вследствие реализовавшихся рисков. Затраты 1.3. обеспечивают оценку данных рисков и не влияют на величину риска. Эффективность УНЦО оценивается по совокупному экономическому результату, который представляет собой сумму всех вышеперечисленных затрат. Управление совокупным экономическим результатом составляет основу УНЦО и включает: планирование, выполнение, контроль выполнения и оценку эффективности и актуализацию подхода к УНЦО.

Риск и ущерб

Стоимостная оценка риска и ущерб – величины, которые характеризуют прогнозный и фактический результат деятельности, связанной с УНЦО.

Риск нарушения целостности – прогнозируемая величина ущерба от отказов и нарушения целостности оборудования за планируемый период. Качество оценки данного риска определяется сравнением этой оценки с суммой понесенного ущерба в течение данного периода с учетом предотвращенного ущерба. Поскольку в настоящее время величина ущерба от отказов и нарушения целостности оборудования учитывается неполностью, то и качество оценки соответствующего риска определить непросто из-за отсутствия базы сравнения.

В этих условиях обоснованием деятельности, связанной УНЦО, может быть только уверенность в том, что затраты (1.1., 1.2., 1.3., 1.4.) существенно меньше ущерба, который они должны предотвратить. Для новых растущих активов такое предположение, как правило, верно, но по мере снижения маржинальности

бизнеса, ставится вопрос обоснованности этих затрат.

В общем случае деятельность, связанная с УНЦО имеет экономический смысл, если

где Зi – затраты по направлениям 1.1., 1.2., 1.3., 1.4. за отчетный период; У – ущерб от отказов и нарушения целостности оборудования в течение отчетного периода (2.1., 2.2., 3.1.); Упр – предотвращенный ущерб в течение отчетного периода.

Для того, чтобы экономически обосновать затраты на УНЦО, необходим учет затрат 1.1., 1.2., 1.3., 1.4. за отчетный период, ущерба от отказов и нарушения целостности оборудования (затраты 2.1., 2.2., 3.1.), а также предотвращенного ущерба в течение этого периода.

Указанные задачи решаются в рамках организации соответствующей отчетности: о прямых затратах на УНЦО, об ущербе от отказов оборудования и нарушения целостности оборудования, об эффективности прямых затрат на УНЦО.

Риск-ориентированный подход к управлению надежностью и целостностью оборудования

В настоящее время в нефтегазодобывающей отрасли используются в основном два подхода к УНЦО.

1. Ремонт и замена оборудования проводятся в минимальном объеме по факту отказа. Диагностика оборудования выполняется в соответствии с требованиями законодательства (техническое освидетельствование по нормам правил безопасности, экспертиза промышленной безопасности для оборудования с истекшим сроком эксплуатации и др.). Совокупный экономический результат этого подхода представлен на рисунке, а в виде ромба красного цвета и далек от оптимального по числу предотвращенных отказов (кружок зеленого цвета). Этот подход характерен для зрелых активов на поздней стадии разработки месторождений со значительными операционными затратами.

2. Ремонт и замена оборудования проводятся в соответствии с нормативными сроками, рекомендациями изготовителя с учетом результатов технического освидетельствования. Диагностика оборудования выполняется в соответствии с требованиями законодательства (техническое освидетельствование по нормам правил безопасности, экспертиза промышленной безопасности для оборудования с истекшим сроком эксплуатации и др.).

Совокупный экономический результат реализации подходов 1 и 2 (а) и риск-ориентированного подхода (б)

Этот подход характерен для развивающихся активов с растущей добычей. Совокупный экономический результат такого подхода показан на рисунке, а ромбом желтого цвета и также не оптимален. Кроме того, сумма прямых затрат на УНЦО в этом случае больше ущерба и для выполнения указанного выше условия необходимо оценивать сумму предотвращенного ущерба, что, как уже отмечалось, довольно сложно.

Альтернативным является подход, основанный на оценке риска отказов и нарушения целостности оборудования (RBI – Risk Based Inspection, RCM – Reliability Centered Maintenance), который называют риск-ориентированным. Результат реализации этого подхода представлен на рисунке, б. Следует обратить внимание, что при таком подходе форма кривой, характеризующей ущерб от отказов, отличается от приведенной на рисунке, а. Это связано с тем, что при риск-ориентированном подходе затраты в первую очередь направляются на предотвращение отказов с наиболее негативными последствиями (ущерб людям, окружающей среде, репутации компании, значительные производственные потери), т.е. неприемлемых рисков. На отрезке кривой, соответствующем 70 – 100 предотвращенных отказов, остаются отказы с незначительными последствиями. Сравнение кривых на рисунке, а, б показывает, что рискориентированный подход позволяет при сравнимых уровнях прямых затрат на УНЦО улучшить совокупный экономический результат при одновременном снижении числа отказов. Оптимальный совокупный экономический результат показан на рисунке, б зеленым кружком. Особенно эффективен этот подход в компаниях с разными активами (новыми, развивающимися, зрелыми).

Для использования риск-ориентированного подхода к УНЦО необходимо решить две задачи.

1. Выполнить качественную оценку рисков нарушения целостности различных видов оборудования на планируемый период, включающую разработку и внедрение модели расчета:

– вероятности отказа оборудования в зависимости от ключевых (внутренних и внешних)

факторов влияния, к которым относятся срок службы, результаты технического освидетельствования, состояние защищенности оборудования, материал изготовления, условия и история его эксплуатации и др.;

– последствий отказа оборудования в зависимости от его производительности, рабочих параметров, стоимости, места установки (по отношению к другому оборудованию, местам нахождения персонала, населенным пунктам, водоохранным зонам и др.), временного интервала реагирования на критические отклонения рабочих параметров, состояния ремонтопригодности оборудования, состояния систем внешней защиты и реагирования и др.

2. Сформировать автоматизированную отчетность за определенный период

– о прямых затратах на УНЦО по видам оборудования (1.1, 1.2, 1.3, 1.4);

– о реализовавшихся рисках отказов и нарушения целостности оборудования (2.1, 2.2, 3.1).

Представленный подход применяется для кратко-, среднеи долгосрочного планирования деятельности, связанной с УНЦО.

Текущее состояние и перспективы унцо блока разведки и добычи ПАО «Газпром нефть»

Для решения первой задачи в Дирекции по добыче (ДД) Блока Разведки и Добычи (БРД) ПАО «Газпром нефть» разработана и реализуется программа надежности и целостности нефтепромыслового оборудования (НПО), включающая:

– оценку риска нарушения целостности НПО через заполнение и анализ оценочных листов по видам НПО;

– разработку на основе этой оценки методологии планирования затрат на УНЦ НПО;

– формирование подразделений по УНЦО в дочерних обществах;

– оценку эффективности реализации программы технического обслуживания и ремонта НПО.

В Дирекции по газу и энергетике (ДГиЭ) в настоящее время реализуется пилотный проект «Создание единой системы планирования и контроля планово-предупредительного ремонта энергооборудования», основными задачами которого являются снижение числа ремонтов и затрат на них за счет определения вида и объема ремонта на основании оценки технического состояния энергооборудования (RBI) и баланса между требуемым уровнем надежности и затратами на его поддержание (RCM). Кроме того, в ближайшее время ДГиЭ планирует начать реализацию пилотного проекта «Испытание систем предиктивной аналитики на основном оборудовании электростанций и объектов транспорта газа», задача которого – повышение надежности работы, сокращение времени внеплановых простоев оборудования путем предупреждения и устранения неисправностей на ранней стадии (RBI).

Вторую задачу в части оценки ущерба предполагается решить с помощью внедрения разработанного в ПАО «Газпром нефть» методического документа МД-16.10-05 «Методика финансовой оценки ущерба от происшествий в области производственной безопасности» путем выделения из существующих информационных систем происшествий по КТ-55, которые классифицируются как нарушения целостности оборудования (все отказы, порывы трубопроводов и др.).

Организация отчетности о прямых затратах на УНЦО должна осуществляться на основе:

– внедрения основополагающего стандарта ПАО «Газпром нефти» на УНЦО, разработку которого Центр развития СУОД завершает в 2018 г.;

– анализа существующей автоматизированной системы управленческой отчетности.

Выводы

1. Совокупный экономический результат – ключевой показатель эффективности деятельности, связанной с УНЦО.

2. Внедрение и анализ отчетности о затратах и ущербе от отказов и нарушения целостности оборудования дают возможность приоритизации затрат на УНЦО.

3. Риск-ориентированный подход обеспечивает наиболее эффективное распределение прямых затрат на УНЦО.

4. Текущее состояние УНЦО в БРД в части как процедур, так и обеспечения нормативно-методической документацией позволяет внедрить основополагающий стандарт на УНЦО без значительных изменений действующих документов.

1.4.1. Введение. Самодействующие клапаны поршневых компрессоров

Клапан - самостоятельная сборочная единица в составе ступени компрессора. Он служит для периодического подключения рабочей камеры к полостям всасывания и нагнетания.

Рис. 5.9. Принципиальная схема клапана.

1 – седло, 2 – ограничитель, 3 – пружина, 4 ­– запорный орган.

Несмотря на многообразие конструкций клапанов, их можно свести к единой принципиальной схеме, показанной на рис. 5.9. В общем случае клапан состоит из седла 1, ограничителя 2, запорного органа 4, и одной или нескольких пружин 3, а также содержит элементы крепления седла с ограничителем. В некоторых конструкциях в качестве запорного органа применяют упругий элемент, одновременно выполняющий и функции пружины. В собранном виде запорный орган клапана прижат к седлу и отделяет полости с различным давлением относительно друг друга.

В соответствии с рис. 5.9 поток газа через клапан возможен лишь при перемещении запорного органа на величину 0 < h ≤ h кл в случае р 1 > р 2 . Условием начала перемещения запорного органа является превышение газовой силы , действующей на запорный орган, над упругой силой пружин .

Упругая сила пружин при определяется соотношением

Из данного выражения следует, что при известном числе пружин , действующих на пластину клапана, их жесткости и предварительном натяге в собранном клапане величина .

Сила определяется давлениями газа, действующими с обеих сторон на лобовую поверхность запорного органа , т.е.

где - коэффициент, учитывающий форму эпюры давлений на поверхностях запорного органа, определяемый, как правило, экспериментальным путем. Примем: – давление газа в цилиндре ступени компрессора переменное по углу поворота вала при давлении нагнетания . При выполнении условия клапаны компрессорных ступеней автоматически открываются. По этому признаку их и называют самодействующими, т.е. автоматически открывающимися при определенной разности давлений в полостях, разделенных клапаном. При снижении действующего перепада давлений клапан автоматически закрывается под действием пружин.

По конструктивному исполнению проточная часть клапана представляет собой совокупность одного или нескольких каналов близких по закономерности изменения сечений в направлении потока газа к соплово­му. При этом сечения каналов на входе (со стороны седла) и выходе (со стороны ограничителя) постоянны, в то время как сечение в щели клапана минимально, зависит от перемещения запорного органа и меняется в процессе работы в диапазоне , где – максимальная величина геометрического сечения щели для полностью открытого клапана. Объем газа, содержащийся в каналах клапанов, составляет основную долю мертвого объема ступени компрессора и с этой точки зрения подлежит минимизации.

По сути протекающих физических процессов клапан можно рассматривать как местное сопротивление с геометрическим сечением и эквивалентным сечением , где – коэффициент расхода газа через клапан, зависящий от формы каналов клапана.

Особенностью работы клапанов является возникновение ударных напряжений в элементах клапана при контакте запорного органа с седлом и ограничителем, величина которых зависит в первую очередь от высоты перемещения запорного органа и частоты вращения вала компрессора n.

На проталкивание газа через клапан требуется дополнительная затрата работы пропорциональная действующему перепаду давления

,

где –плотность газа на входе в каналы клапана;

m – массовый расход газа через клапан.

Из приведенного выражения следует, что для снижения величины эквивалентное сечение щели клапана должно выбираться максимально возможным. Однако это приводит к увеличению мертвого пространства в каналах клапанов и, как правило, сопровождается увеличением высоты перемещения запорных органов, что ухудшает показатели эффективности и надежности работы ступени компрессора.

Учитывая сказанное, к конструкции клапанов предъявляется ряд требований. Выделим среди них основные:

1. Высокий уровень эффективности работы клапанов, обеспечиваемый за счет максимально возможного увеличения сечения щели при заданных поверхностях ступени компрессора, на которых размещаются клапаны. При этом обычно ограничивают дополнительные затраты энергии в клапанах величиной для стационарных компрессоров и 12÷15% для передвижных и специальных компрессоров высокого давления от индикаторной мощности.

2. Гарантируемый уровень надежности, показателем которого обычно является расчетная наработка клапана до первого отказа. В современных конструкциях поршневых компрессоров эта величина лежит в диапазоне от 2 до 10 тысяч часов, где верхний предел соответствует крупным стационарным компрессорам, а нижний - высокооборотным малорасходным компрессорам.

Указанные требования вступают в противоречие друг с другом. В частности, желание повысить эффективность обычно приводит к снижению надежности работы клапана. Поэтому при проектировании клапанов, как правило, идут по пути отыскания компромиссного решения.

Кроме указанных выше, к клапанам предъявляется ряд дополнительных требований, среди которых отметим следующие:

Динамическая герметичность, т.е. своевременность их за­крытия;

Статическая герметичность клапанов в закрытом состоянии;

Минимальное мертвое пространство в каналах клапанов;

Удобство монтажа, демонтажа и ремонтопригодность, особенно в случаях работы на загрязненных газах и при отсутствии смазки цилиндров;

Минимальные массогабаритные параметры, стоимость и сроки поставки;

Гарантированное сервисное обслуживание фирмой-изготовителем.

Характеризуя конструкцию клапанов, обычно рассматривают 2 основных сечения каналов для прохода газа: сечение в седле и в щели полностью открытого клапана. В общем случае величина определяется уравнением

F щ = П∙h кл,

где П – уплотняемый периметр закрытого клапана;

– максимальная величина перемещения пластины клапана.

Величины П и для основных типов клапанов приведены в табл. 5.3.

Таблица 5.3

Параметры сечения щели самодействующих клапанов.

Примечание: L(l), B(b) – размеры запорного органа;

– средний диаметр кольцевой пластины;

– диаметр отверстия на входе в клапан;

Z – число подвижных элементов клапана.

Основной задачей при предварительном обосновании конструкции клапана выбранного типа для рассматриваемой ступени компрессора является определение требуемого сечения щели зависящего от числа клапанов Z, активной площади поршня , его средней скорости с п, температуры газа на входе в клапан Т , газовой постоянной R и показателя адиабаты k. Связь указанных параметров для полностью открытого клапана описывается критериальной зависимостью

,

где М – критерий скорости потока газа в клапане. Его величина для современных конструкций клапанов лежит в диапазоне ;

– коэффициент расхода клапана.

Величину для конкретного типа клапана обычно определяют экспериментальным путем, рассматривая ее зависящей от текущей высоты перемещения клапанных пластин. Для полностью открытых клапанов можно рекомендовать величины, приведенные в табл. 5.4.

Таблица 5.4

Коэффициент расхода основных конструкций клапанов

В справочной литературе клапан характеризуется эквивалентным сечением . Его величина согласно приведенной выше критериальной зависимости будет равна

По найденной величине Ф подбирается стандартный клапан или разрабатывается новый со специфическими геометрическими параметрами.

Подобный метод подбора клапанов не гарантирует требуемого уровня показателей эффективности и надежности. Поэтому на заключительном этапе целесообразно выполнение расчетного анализа работы выбранных клапанов в составе реальной ступени компрессора. Для этого используют апробированные программы расчета, предусматривающие математическое моделирование комплекса рабочих процессов и динамики движения запорных органов, которые позволяют на стадии проектирования обосновывать оптимальное сочетание геометрических параметров элементов клапанов применительно к компрессору с заданной геометрией ступеней, известными режимными параметрами и свойствами рабочего вещества.

Показателем надежности разработанных клапанов, сформировавшимся в результате многолетнего опыта ряда поколений исследователей, изготовителей и потребителей компрессорной техники, является выполнение условия: расчетная (на стадии проектирования) или экспериментально определённая скорость посадки пластин клапана на седло W с ≤ 1.5 м/с .

Окончательно оценка эффективности и надежности клапанов принимается на основании расширенных теплотехнических испытаний компрессоров, предусматривающих определение производительности, потребляемой мощности, температур нагнетания по ступеням и наработку до 1-го отказа.

В приведенных ниже материалах автор ставит и решает задачу разработки, исследования и создания самодействующих клапанов, эффективность и надежность которых обосновываются на стадии проектирования при использовании модернизированной программы КОМДЕТ-М.

1.4.2. Основы оптимизации клапанов поршневых компрессоров

Выбор характерных параметров клапанов по величине эквивалентного сечения в щели полностью открытых клапанов Ф щ не гарантирует оптимального сочетания конструктивных параметров клапанов (толщины δ пл и массы m пл подвижных клапанных пластин, их максимального перемещения h кл, жесткости С пр, числа Z пр и предварительного натяга пружин h 0 , действующих на отдельные пластины клапана), а следовательно, не позволяет прогнозировать действительный уровень статической ν пр и динамической ν пер не герметичности клапанов с выбранными в ходе предварительного термодинамического расчета габаритными размерами или посадочными диаметрами d 1 . Следствием такого подхода является расхождение в той или иной степени между расчетной и фактической производительностью, мощностью на валу машины и показателями надежности и эффективности работы ступеней и агрегата в целом.

С учетом указанных факторов целесообразным является выполнение комплексного поверочного расчета в виде численного эксперимента , в ходе которого проводится сравнительный анализ вариантов ступени компрессора укомплектованного клапанами различного конструктивного исполнения. По результатам численного эксперимента рекомендуется «оптимальныйвариант » клапанов, при которых обеспечивается требуемая производительность ступени, современный уровень эффективности и надежности клапанов при работе на номинальном и других режимах.

Подробно данный аспект работы представлен в разделе 7.

1.4.3. О целесообразности применения клапанов грибкового типа

в составе ступеней оппозитных компрессоров

Под «грибковыми» клапанами в литературе понимают индивидуальные клапаны с запорным органом в виде круглой пластины, поверхность которой со стороны седла выполнена по профилю, обеспечивающему минимальное газодинамическое сопротивление при течении газа по каналам клапана. Подвижный орган клапанов внешне напоминает грибок со «шляпкой» сферической формы, обращенной в сторону седла клапана. Конструктивно грибковые клапаны практически не отличаются от клапанов с пластинами сферической формы (см. рис. 5.10-А и 5.10-Б). В силу ряда особенностей клапаны подобного типа находят применения, как правило, в малорасходных машинах объёмного действия и на ступенях высокого давления с малыми диаметрами цилиндров. Существующие методы расчета сферических клапанов вполне применимы и при анализе работы ступеней компрессоров укомплектованных грибковыми клапанами.

В настоящем разделе работы автор анализирует целесообразность применения грибковых клапанов в ступенях современных высокооборотных (n ≥ 750 об/мин) оппозитных компрессорах с поршнями двойного действия, что предопределяет боковое расположение индивидуальных клапанов с посадочным диаметром d 1 на боковых стенках цилиндра.

Поскольку грибковые клапаны конструктивно идентичны сферическим, то их расчетный анализ может быть выполнен на основе прикладной программы КОМДЕТ-М. Программа хорошо зарекомендовала себя в практике расчетных и конструкторских подразделений ОАО «КОМПРЕССОР» г. С.Петербург на стадии разработки и обоснования оптимальных вариантов малорасходных компрессоров низкого, среднего и высокого давления на У-образных базах.

Рис. 5.11. Наборный грибковый клапан

с неметаллическими запорными органами

с посадочным диаметром 125 мм (Z кл =20)

Главным преимуществом клапанов тарельчатого типа (грибковых и сферических) с неметаллическими запорными органами считается их повышенная герметичность в закрытом состоянии.

Главный недостаток – низкий коэффициент использования лобовой поверхности клапанной плиты с посадочным диаметром d 1 , в пределах которой устанавливается n-е количество сферических или грибковых клапанов (см. рис. 5.11).

В качестве объекта исследования выбрана I ступень газового компрессора 4ГМ2.5-6.67/4-50С с поршнями двойного действия. Рабочие полости ступени (А и Б) могут быть укомплектованы разнотипными индивидуальными клапанами с посадочным диаметром ø125 мм с размещением их на боковой поверхности цилиндра. В ходе численного эксперимента оценивалась эффективность работы ступени при комплектации её прямоточными (ПИК), ленточными (ЛУ), полосовыми (ПК) и грибковыми клапанами при сохранении режимных параметров.

На предварительном этапе исследования определялась оптимальная величина подъёма запорного органа грибкового клапана. Результаты исследования приведены в табл. 5.6. Их анализ позволил обосновать оптимальный вариант клапана ГрК125-20-14 -2.0 с диаметром отверстия в седле d с = 14 мм и высотой подъёма запорного органа h кл.опт = 2 мм.

Результаты 2-го этапа исследования, приведенные в табл. 5.7 и на рис. 5.12 в виде текущих и интегральных параметров ступени компрессора укомплектованной клапанами различного типа, позволяют сделать следующие выводы:

1. Наборные грибковые клапаны, смонтированные в плите с посадочным диаметром ø125, при расположении на боковой поверхности цилиндра проигрывают клапанам других типов по основным показателям, включая:

Снижение производительности - на 4.3 %;

Увеличение суммарных относительных потерь в клапанах χ вс+нг в 2 раза;

Снижение изотермного индикаторного КПД η из.инд - на 8.0 %;

Повышение температуры нагнетаемого газа - на 14 К.

Таблица 5.6

Интегральные параметры I ступени компрессора 4ГМ2.5-6.67/4-50С при комплектации клапанами грибкового типа с переменной высотой подъёма h кл

Параметры	Размер-ность	Число и тип установленных клапанов:
Z кл = 1 вс + 1 нг, тип – Грибковые
Обозначение клапана I ст.	-	ГрК125- 20-14-1.5	ГрК125- 20-14-1.8	ГрК125- 20-14-2.0	ГрК125- 20-14-2.2	ГрК125- 20-14-2.5
h кл	мм	1.5	1.8	2.0	2.2	2.5
р нг / р вс	МПа	1.2 / 0.4
П = р нг /р вс	-	3.0
а	0.34
Т вс	К
T ст	345.2	334.9	343.1	342.9	342.7
T нг.ц	433.5	430.3	428.3	427.8	427.4
m 1.А	кг/ч	513.44	517.26	519.94	518.58	523.88
V н.у.1А	нм 3 /мин	7.1011	7.154	7.1911	7.1723	7.2455
N инд.1А	кВт	20.470	20.150	19.961	19.826	19.974
N ном.1А	16.736	16.781	16.841	16.796	16.938
∆N ∑	3.634	3.369	3.120	3.030	3.036
χ вс	-	0.118	0.108	0.103	0.103	0.100
χ нг	0.105	0.093	0.082	0.077	0.079
L уд	кДж/кг	143.5	140.2	138.2	137.6	137.3
h вс	528.87
h нг. S	637.43
h нг	670.56	667.33	665.24	664.66	664.33
η из.инд	-	0.643	0.658	0.667	0.670	0.672
λ	0.5304	0.5344	0.5372	0.5358	0.5412
λ д	0.9521	0.9632	0.9664	0.9609	0.9709
λ т	0.9619	0.9631	0.9642	0.9658	0.9639
λ о	0.5669	0.5733	0.5746	0.5719	0.5769
∆λ вс	- 0.0225	- 0.0123	- 0.0104	- 0.0139	- 0.0131
∆λ нг	0.0026	0.0021	0.0007	0.0005	0.0041
ρ 3	кг/м 3	9.919	9.962	9.988	9.984	10.005
ρ 1	4.362	4.418	4.437	4.419	4.458
ρ 3 /ρ 1	-	2.274	2.255	2.251	2.259	2.244
W с.вс	м/с	1.14	0.91	0.96	1.21	2.26
W с.нг	1.94	1.93	1.39	1.42	2.42

Шифр варианта - ГМ25-6.7-4-12-Г. Рабочая полость– А .

ВОЗДУХ,D ц. I = 200 мм, S п = 110 мм, L ш = 220 мм, n = 980 об/мин, с п = 3.593 м/с

Таблица 5.7

Параметры I ступени дожимающего компрессора 4ГМ2.5-6.67/4-50С

при комплектации клапанами различного типа

Z кл = 1 + 1, δ усл.кл = 1 мкм, ρ вс.реальная = 4.7635 кг/м 3

Параметры	Размер-ность	Вариант исполнения I ступени
А	Б	В	Г
Тип клапанов	-	ПИК125- 1.0БМ-1.5	ЛУ125-9- 96-8-0.6-1.8	ПК125-9- 96-8-0.6-1.8	ГрК125- 20-14-2
Т нг	К	412.9	414.6	413.7	428.3 + 14 К
m 1.А	кг/ч	532.3	545.4	542.2	519.9
V н.у.1А	нм 3 /мин	7.362	7.544	7.499	7.191 - 4.3%
V вс.1А	м 3 /мин	1.862	1.908	1.897	1.819
N инд.1А	кВт	18.221	18.809	18.568	19.961
∑∆N кл	1.036	1.502	1.392	2.957 в 2 раза
χ вс	-	0.034	0.048	0.044	0.103
χ нг	0.026	0.039	0.037	0.082
η из.инд	0.749	0.743	0.748	0.667 -8%

Рис. 5.12. Текущие параметры I ступени компрессора

4ГМ2.5-6.67/4-50С при n = 980 об/мин

ГрК125-20-12-2 ------ ПК125-9-96-8-0.6-1.8

2. Высокая частота и амплитуда колебаний клапанных пружин в периоды всасывания и нагнетания (см. рис. 5.12) способствуют преждевременному выходу их из строя.

Обобщая полученные данные, следует указать, что применение набора грибковых клапанов в клапанной плите круглой формы в составе ступеней крупных оппозитных компрессоров с поршнями двойного действия при высоких частотах вращения вала не целесообразно. Исключение могут составлять отдельные случаи применения грибковых клапанов при комплектации ступеней низкооборотных компрессоров, сжимающих «тяжёлые»-«легкие» газы (например, ВОЗДУХ - Водород и Водород-содержащие смеси) в период пуско-наладочных испытаний.

Список литературы

1. Прилуцкий И. К., Прилуцкий А.И. Расчет и проектирование

поршневых компрессоров и детандеров на нормализованных базах:

Учебное пособие для студентов вузов. – СПбГАХПТ, 1995 . – 194 с.

2. Поршневые компрессоры: Учебное пособие для студентов вузов.

Б.С. Фотин, И.Б. Пирумов, И.К. Прилуцкий, П.И. Пластинин.

– Л.: Машиностроение, 1987. - 372 с.

3. Френкель М. И. Поршневые компрессоры.

– Л.: Машиностроение, 1969. - 744 с.

– М.: Машиностроение, 1979. - 616 с.

4. Каталог электродвигателей. Филиал ООО «Элком». – Москва, Россия

Ворошилов - Рыжков :

1. Дожимающие компрессоры без охлаждения цилиндров -

тепловая задача (эксперимент и Колеснев) +

оребрение крышек (эксперимент с участием представителя ККЗ и Галяева??)

2. Унификация клапанов I и II ступеней компрессора 4ГМ2.5-6.67/11-64

3. Рациональные технические решения Маша, Демпфирование, Унификация – Z кл 3:1 (ПАИ)

4. Прямоугольные клапаны транспортных компрессоров - альтернатива индивидуальным клапанам круглой формы форсированных по средней скорости поршня и частоте вращения вала (УКЗ-Демаков и ККЗ)

5. Разработка форсированной по средней скорости базы 4У4 ………….

6. Достигнутый технический уровень компрессоров.

Перспективы его дальнейшего повышения

7. Комплексный расчетно-теоретический анализ (2ВМ2.5-14/9) ………..