доктор технічних наук, професор Семчук Ярослав Михайлович, Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, завідувач кафедри безпеки життєдіяльності.

Офіційні опоненти:

доктор технічних наук, професор, член-кореспондент НАН України Похмурський Василь Іванович, Фізико-механічний інститут ім. І.В. Карпенка НАН України, м. Львів, заступник директора:

доктор технічних наук, професор Капцов Іван Іванович, Український науково-дослідний інститут природних газів, м. Харків, завідувач відділом транспортування газу;

доктор фізико-математичних наук, професор Осадчук Василь Антонович, Національний університет «Львівська політехніка», завідувач кафедри.

Захист відбудеться “16” травня 2008 року о 10 годині на засіданні спеціалізованої ради Д 20.052.04 в Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу за адресою: 76019, м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15.

З дисертацією можна ознайомитись в науково-технічній бібліотеці Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу за адресою: м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15.

Автореферат розісланий “___” квітня 2008 р.

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради

кандидат технічних наук, доцент О.В. Корнута

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність проблеми. Газотранспортна система України - одна з найбільших, але разом з тим і одна з найстаріших в Європі - її розвиток розпочався в 1924 р. Особливо швидко система почала розвиватися з 1967 р., який вважається початком експорту українського, а потім і російського газу до країн Центральної і Західної Європи, початком функціонування найбільшого на сьогодні коридору транзиту російського газу.

На території держави створена найбільша система транзитних магістральних газопроводів, яка забезпечує близько 93 % експортних поставок російського газу, що складає більш ніж чверть загального об'єму споживання газу в Європі. Газотранспортна система “Укртрансгаз” технологічно з'єднана з системами магістральних газопроводів Росії, Бєларусі, Молдови, Румунії, Угорщини, Словаччини, Польщі, а через них з газопроводами всього європейського континенту.

За станом на теперішній час загальна протяжність газопроводів досягла 34,8 тис. км, у тому числі магістральні газопроводи-відводи - 12,5 тис. км. Проектна пропускна спроможність газотранспортної системи на вході в Україну складає 292 млрд м3 на рік (800 млн м3 на добу). Загальна потужність компресорних станцій складає 5492 МВт.

У структурі газопроводів суттєво переважають трубопроводи великого діаметру. Так, газопроводи діаметром 1420 мм складають 15,82 %, діаметром 1020-1220 мм - 23,34 %; 720-820 мм - 14,93 %

Водночас газотранспортна система має у своєму складі 59,43 % газопроводів з терміном експлуатації від 15 до 50 років, 5,8 тис. км газопроводів відпрацювали свій амортизаційний строк - 33 роки, більш третини газопроводів мають антикорозійне покриття з полімерних плівок холодного нанесення. Це вимагає щорічного виконання значних обсягів капітального ремонту та реконструкції газопроводів .

Сьогодні у системі “Укртрансгазу” в експлуатації знаходиться 78 компресорних станцій (121 компресорний цех) з працюючими 779 газоперекачувальними агрегатами двадцяти типів, як вітчизняного, так і зарубіжного виробництва, в тому числі 449 агрегатів із газотурбінним приводом, що складає 80 % від загальної потужності. Близько 20 % парку газоперекачувальних агрегатів відпрацювали встановлений моторесурс або близькі до того, і подальша їхня експлуатація не забезпечує надійної та ефективної роботи. Експлуатація такого багаточисленного та різнотипного парку, у тому числі в ряді випадків з низьким ККД, різним моторесурсом, чималим числом морально та фізично застарілих агрегатів, вимагає належного сервісного обслуговування, а також змушує вирішувати проблеми розробки та впровадження високоекономічних і більш екологічно чистих газоперекачувальних агрегатів.

Отже, газотранспортна система України на пізній стадії експлуатації вимагає вирішення важливих і невідкладних науково-технічних проблем, пов'язаних з підвищенням надійності лінійної частини та економічності експлуатації компресорних станцій, оцінки залишкового ресурсу газоперекачувальних агрегатів з метою проведення переоснащення компресорних станцій та впливу системи на довкілля.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Робота носить як теоретичний, так і науково-прикладний характер. Виконувалась при участі автора згідно переліку науково-дослідних, дослідно - конструкторських робіт ВАТ "Укргазпроект" на 2005, 2006, 2007 роки та договору №11-102-6 з Івано-Франківським національним технічним університетом нафти і газу.

Тематика роботи охоплює декілька завдань національних та галузевих програм “Нафта і газ України у 2010 році”, “Програми науково-технічного прогресу газової промисловості України до 2015 року”, “Програми збереження ДК “Укртрансгаз” на 2001-2013 роки”, “Програми забезпечення діагностики і моніторингу газотранспортної системи України на 2002-2030 роки”, “Програми реконструкції лінійної частини газотранспортної системи ДК “Укртрансгаз”, “Програми реконструкції компресорних станцій ДК “Укртрансгаз”.

Мета роботи. Розробка наукових основ та впровадження створених на їх основі методів та засобів в практику експлуатації газотранспортних систем на пізній стадії експлуатації для підвищення ефективності роботи трубопроводів та обладнання.

Задачі досліджень.

1. Дослідження критичного напружено-деформаційного стану лінійної частини газопроводів для оцінки залишкового ресурсу.

2. Встановлення закономірностей зміни економічності експлуатації газоперекачувальних агрегатів на компресорних станціях для обґрунтування термінів їх переоснащення.

3. Аналіз енергетичної ефективності газотурбінних установок компресорних станцій та розробка методів та засобів її підвищення.

4. Дослідження впливу об'єктів газотранспортного комплексу на довкілля та розробка заходів зниження рівня аварійних ризиків.

Об'єкт дослідження: системи магістральних газопроводів на пізній стадії експлуатації.

Предмет дослідження: технології, методи, заходи підвищення ефективності експлуатації обладнання і лінійної частини магістральних газопроводів.

Методи досліджень. Аналіз причин відмов газотранспортних систем проводився з використанням методу дерева відмов, який ґрунтується на оберненій (дедуктивній) логіці; прогнозування впливу факторів на відмову газових об'єктів проводилось методами математичного моделювання; для модифікації камер згоряння газоперекачувальних агрегатів застосовувались стендові та натурні випробування. Вірогідність отриманих висновків підтверджено результатами натурних дослідів та статистичними даними із застосуванням алгоритмів обробки даних.

Наукові положення, що виносяться на захист:

1. Закономірності зміни економічної ефективності експлуатації газоперекачувальних агрегатів компресорних станцій з тривалим терміном експлуатації.

2. Результати досліджень критичного напружено-деформованого стану лінійних ділянок газопроводів і методи обґрунтування їх залишкового ресурсу.

3. Заходи зниження рівня аварійних ризиків та шкідливого впливу об'єктів магістрального газопроводу на довкілля.

Наукова новизна отриманих результатів полягає у тому, що вперше:

1. На основі аналізу технічного стану вітчизняних магістральних газопроводів для підвищення ефективності їх експлуатації удосконалено методи прогнозування технічного та екологічного ризиків аварій.

2. Удосконалено розрахунково-експериментальний метод визначення залишкового ресурсу магістральних газопроводів на пізній стадії експлуатації за допомогою індикаторів навантаження на основі закономірностей кінетики втомного руйнування та експериментальних досліджень індикаторів та моделей-“вирізок” труб газопроводу.

3. Удосконалено метод визначення залишкового ресурсу газоперекачувальних агрегатів компресорних станцій шляхом встановлення ефективного ККД конкретного агрегату із врахуванням його критичного стану і зміною його в минулому, а також характеру тренду, побудованого для усієї сукупності ідентичних агрегатів.

4. Обґрунтовано метод підвищення енергетичної ефективності камер згоряння газотурбінних установок компресорних станцій на основі трубчастої технології спалювання газу.

5. Розвинуто концепцію використання вторинних ресурсів компресорних станцій магістральних трубопроводів шляхом розробки технології одержання вуглекислоти з димових газів.

6. Обґрунтовано науково-технічні заходи та засоби щодо підвищення акустичної ефективності компресорних станцій магістральних газопроводів.

Практичне значення одержаних результатів полягає:

1. Удосконалено методи кількісного аналізу аварійного ризику газотранспортних об'єктів підвищеної небезпеки, які схвалені і взяті для використання Управлінням Держпромгірнаглядом МНС України.

2. Розроблено науково-технічні заходи з впровадження трубчастої технології спалювання газу у камерах згоряння газоперекачувальних агрегатів компресорних станцій, що дозволили значно підвищити її енергетичну ефективність (патенти України на корисну модель №8303, №8304, №21118, №22994), впроваджено технологію на Бердичівській компресорній станції УМГ «Київтрансгаз України».

3. Розроблена технологія одержання вуглекислоти з димових газів, що зменшує навантаження на довкілля (патенти України та Росії на корисну модель №5959, №46753).

4. Створено шумоглушники-утилізатори для газотурбінних агрегатів ГПА-Ц-6,3 та ГТК-10-і (патенти України та Росії на корисну модель №2352, №24041, №61814), які взяті для виготовлення Ухтинським експериментальним механічним заводом (Росія).

5. Розроблена методика для визначення залишкового ресурсу магістральних газопроводів (патент України на корисну модель №5396), яка впроваджена на УМГ «Прикарпаттрансгаз».

Особистий внесок здобувача. Особистий внесок здобувача у роботах, опублікованих у співавторстві, полягає у такому: 1) проблеми енергоекологічної безпеки газових об'єктів України, інноваційні пріоритети паливно-енергетичних комплексів країни, сформовано нові підходи до кількісного аналізу аварійного ризику газотранспортних об'єктів, сучасного стану досліджень підвищення ефективності магістральних газопроводів та компресорних станцій [1-7, 13, 15, 16, 21, 41]; 2) визначення залишкового ресурсу лінійної частини магістральних газопроводів та вибір діагностичного параметра агрегатів компресорних станцій [42]; 3) напрямки створення малотоксичних камер згорання [11, 12, 16, 21, 27, 42, 43]; 4) ідея використання вторинних ресурсів компресорних станцій для виробництва вуглекислоти [22, 24, 25, 29, 30, 33, 35-37]; 5) участь у створенні модифікованих шумоглушників-утилізаторів[10, 45, 46].

Апробація результатів роботи. Основні результати дисертаційної роботи доповідались і обговорювались на конгресах та науково-технічних конференціях: 7-ї міжнародної науково-практичної конференції «Нафта і газ України-2002 (Київ, 2002р.), шостої міжнародної конференції «Енергетична безпека Європи ХХІ сторіччя» (Київ, 2003р.), сьомої міжнародної конференції «Енергетична безпека Європи ХХІ століття, «Інноваційні пріоритети» (Київ,2004р.), ІV міжнародному енергоекологічному конгресі «Енергетика. Екологія. Людина.» (Київ, 2004р.); 8-ї міжнародної науково-практичної конференції «Нафта та газ України-2004» (Судак, 2004), першої в Україні міжнародної конференції «Когенерация в промишленности и коммунальной энергетике» (Київ, 2005р.),науково-практичної конференції «Екологічні проблеми нафтогазового комплексу» (м. Яремча Івано-Франківської обл., 2004р.), 5-й міжнародний енергетичний конгрес «Енергетика. Екологія.. Людина» (Київ, 2005р.), 8-ї міжнародної конференції «Енергетична безпека Європи ХНІ століття, «Євразійські енергетичні коридори (Київ, 2005р.), VІ міжнародному енергоекологічному конгресі «Енергетика. Екологія. Людина»(Київ, 2006р.), 9-ї міжнародної конференції «Енергетична безпека Європи ХНІ століття», «Євроазійські енергетичні коридори» (Київ, 2006р.), науково-практичної конференції «Нафтогазовий комплекс України, стратегія розвитку» (Київ, 2006р.), ХІІ міжнародної конференції «Ресурсоенергозбереження в ринкових відносинах» (м.Ялта, 2006р.), міжнародної науково-технічної конференції «Новітні ресурсозберігаючі технології в нафтогазовій енергетиці (ІФНТУНГ-40» (м.Івано-Франківськ, 2007р.), 3-ї міжнародної науково-практичної конференції «Екологічні проблеми нафтогазового комплексу» (санаторій Синяк, Закарпатська обл., 2007), VІІ міжнародному енергетичному конгресі «Енергетика. Екологія. Людина.» (2007р), 10-ї міжнародної конференції «Енергетична безпека Європи ХХІ століття» (Київ, 2007р.), на семінарах кафедри безпеки життєдіяльності і міжкафедральному науковому семінарі факультету нафтогазопроводів Івано-Франківського національного технічного університету нафти і газу (2004, 2005, 2006, 2007р.р.)

Публікації. Результати дисертації опубліковані у 4-ох монографіях, 33 статтях у фахових наукових журналах, збірниках, 9 міжнародних конференцях і семінарах, 11 деклараційних патентах України та Росії.

Структура та обсяг роботи. Дисертація складається з в вступу, 6 розділів, висновків, списку використаних джерел з 233 найменувань, 6 додатків на 58 сторінках. Повний обсяг - 350 сторінок, з них основний текст - 267 сторінок. Робота містить 62 рисунки та 37 таблиць.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

У вступі обґрунтована актуальність проблеми, сформульовані мета, завдання досліджень, наведена наукова новизна і значимість, а також результати апробації та реалізації основних положень роботи.

У першому розділі проведені аналіз сучасного стану досліджень ефективності магістральних газопроводів, що експлуатуються у складних і досить різноманітних природних умовах, а тому спектр навантажень та впливів на них дуже широкий. Окрім цього, система трубопроводів має різне конструктивне рішення по всій її протяжності та різні терміни експлуатації. Все це призводить і буде призводити до їх відмов. Як показують статистичні дані, найбільша кількість аварій спостерігається на газопроводах, які експлуатуються понад 20 років і досягає майже 80% загальної аварійності. У загальному, структура лінійної частини газопроводів за терміном експлуатації має такий вигляд: 10 і менше років - 9%, від 11 до 15 років - 10%, від 16 до 20 років - 17%, від 21 до 32 років - 31%; 33 і більше років - 33%.

Вищенаведене вимагає безпечних умов експлуатації газотранспортних систем, які вирішуються оцінкою ризику їх експлуатації. Оцінка технічного та екологічного ризику запрограмована в нормативних актах, документах та наукових працях.

Одним з напрямків перспективного розвитку газового комплексу України є впровадження науково-технічних розробок і певного досвіду забезпечення ефективності газотранспортних систем. Проблему забезпечення ефективності експлуатації газотранспортної системи неможливо розглянути окремо від процесів реформування суспільства загалом, а також від змін соціально-економічних умов країни.

Відмітимо, що до теперішнього часу в Україні, в основному, вже розроблена достатня кількість ефективних екологічних, енерго-ресурсозберігаючих технологій і обладнання для магістральних газопроводів. Вони дозволяють вже зараз значно збільшити ефективність використання природного газу на компресорних станціях і в перспективі перетворити їх у відносно екологічно чисті енерготехнологічні комплекси комбінованого виробництва різних видів енергії (механічної, електротехнічної, теплової).

Великий внесок у розвиток теорії та практики з розробки енерго-ресурсозберігаючих технологій, обладнання і засобів та заходів з підвищення ефективності експлуатації лінійної частини магістральних газопроводів внесли такі вітчизняні і зарубіжні вчені, як: Бородавкін П.П., Грудз В.Я., Іванцов О.М., Івасів В.М., Карпаш О.М., Котляревський В.А., Крижанівський Є.І., Мазур М.М., Овчаров С.В., Сафонов В.С. і Одішарія Г.Є., Семчук Я.М., Середюк М.Д., Телегін Л.Г., Харіоновський В.В., Шаталов А.А., Шлапак Л.С. та інші.

Розробкою науково-технічних засобів та заходів для підвищення ефективності експлуатації компресорних станцій магістральних газопроводів займалися такі вчені: Барський І.Л., Бойко А.М., Дикий Н.А., Карп І.М., Любчик Г.Н., Терехов А.Л., Шелковський Б.І., Щуровський В.А., Correa S.M., Leonard G. та інші. Але слід відзначити, що розроблені науково-технічні розробки зараз вимагають вдосконалення, підвищення ефективності та поліпшення енерго-екологічних показників вітчизняних магістральних газопроводів на пізній стадії експлуатації. Все це послужило мотивом для вибору теми дисертації, яка може стати свого роду орієнтиром у практичній роботі фахівців науково-дослідних і експлуатуючих організацій.

У цьому розділі проведено аналіз аварійних ситуацій на вітчизняних і зарубіжних магістральних газопроводах, причин та наслідків.

Загалом відмова магістральних газопроводів під дією техногенних. Природних чи антропогенних чинників може супроводжуватися: утворенням ударної хвилі; загорянням газу і термічним впливом пожежі на довкілля; токсичним забрудненням атмосферного повітря; створенням пожежновибухової небезпеки у житлових та робочих приміщеннях через потрапляння газу; розлітанням шматків металу та фрагментів внаслідок руйнування лінійної частини трубопроводів.

Другий розділ присвячений теоретичним дослідженням аварійного ризику при експлуатації вітчизняних магістральних газопроводів.

Аналіз та керування аварійного ризику є складною комплексною процедурою, що включає низку етапів. Залежно від того, про який період життєвого циклу ГТС йде мова, ступінь глибини й деталізація аварійного ризику буде різною.

Якісний та кількісний аналіз небезпечних факторів, що призводять до відмов газотранспортних систем є невід'ємним і найважливішим етапом у створенні комплексної системи керування ними. Очевидно, що виникнення тої чи іншої позаштатної ситуації є явищем випадковим. Проте наведений у цьому розділі статистичний аналіз дозволяє оперувати показниками імовірності виникнення аварійної ситуації та цим уникнути стохастичної невизначеності. Основою математичного аналізу цих факторів є теорія імовірності та теорія надійності.

Позначимо ijk потенційно небезпечний фактор, що може призвести до виникнення відмов газопроводу. Класифікуватимемо їх за обставинами - i [i=1, які можуть виникнути при просіданні лесових, болотистих та інших грунтів; і=2 - при зсувах земної поверхні; і=3 - при механічному пошкодженні трубопроводу; і=4 - при вітровому навантаженні (наземна частина трубопроводу)]; за основними причинами відмов - j, та за видами подій - К.

Показник частоти ijk прояву Хijk-го фактору відмов газопроводу визначимо за запропонованою автором формулою:

(1)

де ijkД - дійсний показник частоти прояву Хіік-го фактору відмов газопроводу в конкретному районі або в країні;

ijkП - потенційний показник частоти;

К ijkД - кількість випадків відмов, що сталися протягом певного періоду внаслідок випадку, який стався при і-тій обставині, за і-ю причиною як наслідок К-ї події;

- загальна кількість відмов;

К ijkП - потенційна кількість відмов газопроводу у межах району, країни на певний період як прояв Хіік-го фактору;

_ загальна потенційна кількість відмов.

Потенційна складова частоти прояву відмов газопроводу у формулі (1) розраховується як добуток дійсної складової на коефіцієнт збільшення відмов МГ (старіння трубопроводів, активізація природних процесів, тощо). Він встановлюється на основі статистичних даних відмов за певний період. Так, за останні 16 років експлуатації вітчизняних МГ частота їх відмов збільшилася з 0,35 рік-1 до 0,42 рік-1 на 1000 км, тобто у 1,2 рази.

Аварії на газопроводах характеризуються наявністю суттєвих розходжень у значеннях питомої частоти аварій сер у середньому по галузі й значеннях питомої частоти аварій МГ у цілому по конкретному газопроводу й локальної частоти п по його окремих ділянках, що розрізняються своїми конструктивно-технологічними характеристиками, особливостями проектування, будівництва й експлуатації за різних зовнішніх умов. Тому при дослідженні аварійного ризику експлуатації МГ неминуче постає питання ранжирування його окремих ділянок таким чином, щоб найнебезпечнішим з огляду технічного стану ділянкам приділялася найбільша увага - і при з'ясуванні прийнятності аварійного ризику, і при плануванні ремонтних робіт та інших превентивних заходах.

Залежно від сукупності конкретних значень різних факторів впливу (ФВ) на аварійність, що мають місце на розглянутій ділянці траси, інтенсивність аварій на ній буде в тому або іншому ступені відрізнятися від середньої по галузі сер. Ці розходження пропонується враховувати за допомогою інтегрального коефіцієнта впливу (kвпл), що показує, у скільки разів локальна інтенсивність аварій відрізняється від сер і розраховується як добуток 3-х коефіцієнтів впливу: регіонального (kрег.), «діаметрального» (kD) і локального (kлок), тобто локальна інтенсивність аварій на n-ій ділянці траси може бути виражена [Мазур І.І., Іванцов О.М., 2004] як:

n = сер (kрегkD kлок) (2)

Для розрахунку локального значення інтенсивності аварій на п-ій ділянці траси авторами запропонована формула:

(3)

де Bij - бальна оцінка фактора впливу;

pi - частка і-ої групи фактора впливу;

qij - частка j-го фактора впливу в і-ій групі;

Bсер - бальна оцінка середньостатистичної по Україні ділянки МГ.

Bсер виходить на основі визначення середніх по Україні значень fijсер кожного фактора впливу і відповідних їм бальної оцінки Bijсер.

Розрахунок по ній локальних значень інтенсивності аварій для кожної ділянки траси дає можливість одержати розподіл питомої частоти аварій по довжині траси п(х).

На практиці, при аналізі аварійного ризику на вітчизняних МГ, визначення п зустрічає значні труднощі через нестачу коректних статистичних даних з аварійності МГ. Якщо ця обставина має місце в конкретній роботі, допускається використати аналогічні статистичні дані по МГ, експлуатованих у подібних умовах і з подібними технічними характеристиками. При відсутності й таких даних, рекомендується дотримуватись логіки максимально консервативного підходу, приймаючи сер=310-4 1/км рік, а kрег взагалі не розраховувати.

У загальному аналіз аварійного ризику є складною комплексною процедурою, що включає чотири етапи.

На першому етапі виявляються основні потенційні небезпеки, властиві МГ.

На другому етапі проводиться аналіз і кількісна оцінка можливих наслідків від прогнозованих аварій. Третій етап являє собою частотний аналіз аварійних подій; він полягає у визначенні інтенсивностей (частот) і ймовірностей аварійних подій. На четвертому етапі дані про очікуваний збиток і втрати від окремих аварій комбінуються з даними про можливу інтенсивність і ймовірність аварійних подій, та розраховується величина прогнозованого аварійного ризику.

Після кожного з перерахованих етапів проводиться аналіз отриманих даних, і у випадку їхньої неприйнятності розробляються і реалізуються коригувальні впливи на МГ з метою знизити рівень його небезпеки.

У третьому розділі наведені результати експериментальних досліджень з визначення залишкового ресурсу лінійної частини магістральних газопроводів шляхом використання індикаторів навантаження.

Для вирішення проблеми оцінки залишкового ресурсу аварійно небезпечних ділянок МГ доцільно використовувати накладки з індикаторами навантаження. При цьому необхідно мати кінетичні діаграми втоми індикаторів, тобто криві втоми при різних ступенях їх пошкодження.

Провівши серію втомних випробувань індикаторів при різному ступені пошкодження (у нашому випадку, з різною довжиною вирощеної тріщини), отримаємо кінетичні діаграми втоми з імовірнісними характеристиками.

Суть даної методики полягає в наступному. На індикаторах вирощують з допомогою розробленої нами установки тріщини різної довжини і прикріплюють їх за допомогою точкового зварювання до моделей-вирізок. Моделі-вирізки з привареними індикаторами з вирощеними тріщинами групуємо за довжиною початкової тріщини. Потім проводимо серію втомних випробувань на розробленому дослідному стенді з індикаторами кожної групи до повного руйнування індикаторів.

Рівні навантаження визначають за умови охоплення для кожної серії інтервалу багатоциклової втоми (N = 104-107 циклів до руйнування) з найбільшою рівномірністю, що значно спрощує подальші імовірнісні розрахунки.

На другому етапі усі результати зводяться у генеральну вибірку і за допомогою програми обробки даних визначаються параметри усередненої кривої втоми , і . Для цього розроблено алгоритм обробки експериментальних даних, який призначений для використання у середовищі програмування комп'ютерної математичної системи Maple.

На основі алгоритму створена комп'ютерна програма для розрахунку та графічної побудови імовірнісних кривих втоми.

Приклад побудованих кінетичних кривих втоми індикаторів наведено на рис. 1. Знаючи величину та кількість циклів за визначений період експлуатації , можна прогнозувати залишковий ресурс МГ в імовірнісному аспекті. Але при експлуатації МГ їх визначення є дуже складною задачею. В першу чергу це пояснюється випадковим характером навантаження, змінами режимів експлуатації та іншими випадковими факторами. Постійний контроль навантаження тільки частково знімає цю проблему.

Рис.1 Кінетичні криві втоми індикаторів з довжиною тріщини

1 - 0,5 мм; 2 - 1 мм; 3 - 1,5 мм; 4 - 2,5 мм

Так, навіть при постійному моніторингу за напруженим станом у випадку складного багаточастотного навантаження зробити висновок про еквівалентне напруження та кількість циклів неможливо без значних спрощень гіпотетичного характеру при схематизації процесу. Нами пропонується визначати і з допомогою кінетичних кривих втоми індикаторів навантажування.

Для цього необхідно мати хоча б три зруйновані індикатори з різним початковим пошкодженням і визначеним терміном експлуатації рі, наприклад, за кількістю років експлуатації накладки до поломки індикатора (р1<p2<p3).

При достатньо великих термінах експлуатації в одних умовах можна прийняти еквівалентну кількість циклів напружень за однаковий термін експлуатації величиною незмінною.

Тоді , і ми можемо записати систему рівнянь розв'язком якої і будуть шукані величини і .

, (4)

Маючи достатню кількість індикаторів з різною довжиною початкової тріщини, послідовно визначають напруження і кількість циклів за визначений період експлуатації ділянки МГ.

У нашому випадку втомні випробування моделей-вирізок проводяться при коефіцієнті асиметрії r=0, отже, відомими є тільки значення та S0. Для окремої ділянки МГ коефіцієнт асиметрії через дію внутрішнього тиску та можливий в ускладнених умовах експлуатації згин (зсув ґрунту, повітряні та підводні переходи тощо) може змінюватися в широких межах -1<r<1. Тому необхідним є приведення результатів втомних випробувань при r=0 до визначеного для конкретної ділянки МГ коефіцієнту асиметрії. Визначення проводимо за рівняннями

при r?0; (5)

при r>0; (6)

де - коефіцієнт чутливості до асиметрії навантаження;

- границя витривалості при симетричному циклі навантаження;

ув - нижня межа границі міцності матеріалу труби.

Використовуючи параметри рівняння кривих втоми труби з різною імовірністю неруйнування, з допомогою одержаної інформації будують кінетичні криві втоми ділянки МГ і визначають залишковий ресурс в імовірнісному аспекті.

У розділі також приведена методика прогнозування залишкового ресурсу газопроводу з урахуванням пульсацій тиску. Для розв'язання цієї проблеми необхідно визначити відносне накопичення пошкоджень газопроводу під час його роботи у визначених умовах експлуатації. Для проведення експериментальних досліджень були взяті моделі - “вирізки” з газопроводу діаметром 820 мм і товщиною стінки 8 мм (сталь 19Г) без дефектів та з локальними механічними дефектами. За допомогою створеної у середовищі Maple програми розрахунку параметрів та побудови кінетичних кривих втоми з різною імовірністю не руйнування виконані розрахунки середньоквадратичного відхилення границі витривалості газопроводу та його залишкового ресурсу. Відмічено, що за даних параметрів дефектів і навантаженості загрози руйнування немає. Але, якщо врахувати відключення тиску в газопроводі (один раз на рік експлуатації), то залишковий ресурс значно зменшується і становить біля 18 років експлуатації.

У четвертому розділі запропонований метод прогнозування залишкового ресурсу устаткування заснований на спостереженні у процесі експлуатації, а також на узагальненні ряду статистичних параметрів експлуатації, відхилення яких можуть порушити встановлені норми експлуатації компресорної станції.

Результати вимірювань параметрів кожного агрегату використовують для побудови середньої кривої вимірювального параметра групи агрегатів в залежності від напрацювання кожного з них. Отримані ламані криві характеру зміни вимірюваного параметра кожної машини можна виправити збільшенням періодичності вимірювань діагностичного параметра і будувати середню криву для групи досліджуваних агрегатів.

Зміна середньої кривої виміряного параметра в часі буде мати вигляд функції

(7)

де: б1, …, бn - коефіцієнти моделі кожного агрегату; t - напрацювання агрегату.

Критичне значення напрацювання пропонується визначити наступним чином. Для кожного агрегату встановлено критичне значення параметра або заводом-виробником, або досвідом експлуатації. Це означає, що кожний параметр має своє допустиме значення, яке відповідає нормальній роботі.

Із заданої множини Sкр для кожної кривої (агрегата) визначається критичне значення напрацювання Ткр. Для m різних агрегатів встановлені m різних значень: Ткр: Т1 кр, Т2 кр,…, Тm кр.

Серед визначальних параметрів діагностики ГПА найбільш часто використовується для визначення технічного стану ефективний коефіцієнт корисної дії (ККД). Метод побудови функції зміни ККД полягає в наступному: в процесі експлуатації для різних напрацювань агрегатів необхідно встановити різні значення ККД, розрахувати середнє значення згпа групи досліджуваних агрегатів для кожного напрацювання, побудувати статистичну криву зміни ККД згпа в залежності від напрацювання, функція якої має параболічну форму.

Використання методики оцінки еквівалентності режимів при різноманітних умовах роботи агрегатів дозволяє встановити ресурс будь-якого агрегата , якщо відомі параметри експлуатації одного із них. Реалізуєтьсяся це наступним чином. Нехай в одних умовах роботи ГПА при його ресурсі t1 ймовірність роботи без ремонту (або заміни), через досягнення критичного стану агрегата рівна цгпа (t1, R1). Якщо необхідно зберегти у відсотках ймовірність роботи без ремонту в інших умовах експлуатації агрегатів, то необхідно задовільнити рівняння:

(8)

де:

- значення інтенсивності відмов обладнання.

Так визначається величина ресурсу t2 в нових умовах експлуатації агрегатів при відомих даних ср (R1), ср (R2) і t1.

Прогресивна форма диференціації ресурсу - експлуатація ГПА за технічним станом. При різноманітних формах технічного обслуговування, заміни елементів і ремонти, включаючи капітальні, проводяться в залежності від фізичного стану кожного агрегату. Ця форма експлуатації найбільш повно задовольняє умову (8), оскільки вона забезпечує максимальне використання агрегатів в залежності від їх конструктивних можливостей. Відповідно, при збільшенні величин ресурсу більшість агрегатів буде ремонтуватися раніше встановленого терміну із врахуванням їх фактичного стану.

Критичне значення ефективного ККД характеризує ненормальний стан агрегатів. Заключення про критичне значення ефективного ККД базується на певному ряді критеріїв (критерій забезпечення мінімуму витрат або критерій безпечної роботи).

Оптимальне критичне значення ефективного ККД визначається напрацюванням, при якому сума втрат вартості недовиконаного об'єму робіт буде вищою вартості сукупності замінених елементів Сs.

Функція прибутку, принесеного агрегатом, залежить від часу t, ступеня відновлення ефективного ККД і від характеру його зміни в наступний період експлуатації. В цьому випадку вона виражається з залежності:

(9)

де: Сs - вартість заміни елементів ГПА;

V - коефіцієнт варіації функції зміни ККД.

Прибуток, принесений агрегатом між двома сусідніми ремонтами (k і k+1), виражається через ефективний ККД:

де Сk(?tk) - прибуток при k -му значенні ККД .

Загальний прибуток, принесений агрегатом за весь міжремонтний цикл Тмк до капітального ремонту, визначається наступним чином:

де: С0(?t0) - прибуток при нормальних значеннях ККД;

р(t) - функція прибутку при нормальних значеннях; ?t0 = T? - T0 - період до першого ремонту.

Якщо відома функція швидкості прибутку C(t) і вартість заміни (або ремонту) елементів вимірювального агрегата Cs, віднесена на період напрацювання t, то середній одиничний чистий прибуток

Функція о(t) буде максимальною при досягненні агрегатом свого критичного стану. Критичне напрацювання Ткр, відповідає критичному значенню ефективного ККД (згпа кр).

Метод визначення залишкового ресурсу ГПА полягає у вимірюванні ефективного ККД конкретного агрегата із врахуванням його критичного стану і зміною його в минулому, а також характеру зміни, виявленої для всієї сукупності ідентичних агрегатів.

Реалізація цього методу дає можливість отримати достовірний прогноз залишкового ресурсу і високий техніко-економічний ефект. Для цього спочатку необхідно побудувати середню функцію зміни ефективного ККД для групи однотипних спостережувальних агрегатів на основі середніх даних по критичному стану групи агрегатів, після чого встановлюють допустимі відхилення функції зміни ефективного ККД і його середнього значення.

Допустимі відхилення:

)

де згпа - середнє квадратичне значення ККД в перерізі А-А.

Рис. 9 - Визначення залишкового ресурсу агрегату:

1 - крива середніх значень ефективного ККД; 2, 3 -криві нижнього і верхнього відхилень від середніх значень ККД; 4 - крива зміни ефективного ККД агрегату; А-А - переріз, де визначаються відхилення від середнього значення.

Далі для знайдених величин U1 і U2 будують відповідні криві для декількох значень напрацювання, де проводять вимірювання (діагностику).

Послідовно, при критичних значеннях з1кр = з2кр = згпа кр визначають відповідні напрацювання Т1кр і Т2кр для кривих 1 і 2.

У п'ятому розділі дисертації розроблені засоби та заходи підвищення ефективності експлуатації компресорних станцій магістральних газопроводів. Відомо, що біля 16% ГПА фізично і морально застаріли, мають порівняно низький ККД - 24-26 %, незадовільні екологічні характеристики за рівнем шуму та концентрації шкідливих () та токсичних () теплових викидів з вихлопними газами у навколишнє середовище. Для зниження токсичності продуктів згорання вуглеводневих палив розроблено науково-технічну програму з модернізації штатних камер згорання ГТК-10, суть якої полягає у заміні периферійних пальників регістрового типу на прямоточні пальники трубчастого типу (І-ий етап модернізації) та збільшенні первинного надлишку повітря (ІІ-ий етап модернізації) за рахунок збільшення подачі повітря через фронтовий пристрій з трубчастими пальниками з одночасним зменшенням подачі паливного газу (приблизно на 10% при однаковій ефективній потужності ГПА). При цьому досягається зниження емісії СО за рахунок поліпшення ефективності сумішоутворення у зоні горіння паливного газу та підвищення однорідності структури цієї зони.

В результаті модернізації досягнуто приріст (е )ефективного ККД ГПА порівняно з варіантом, коли ГПА оснащено штатною камерою згоряння з регістровими пальниками та патрубками локального дозованого вдуву (ЛДВ) у середньому на 3,4%, що еквівалентно відносному приросту (е = =100*/е, %) ККД приблизно на 10,7...11,8 % (залежно від режиму експлуатації) і такому ж рівню економії природного газу на привод ГПА (рис. 3).

Рисунок 3 - Діаграма рівнів витрат паливного газу на привід ГПА ГТК-10-4 при різних оборотах ТНД в початковому (І) і в модернізованому (ІІ) варіанті експлуатації

При застосування трубчастої технології тільки на одному ГПА за рахунок зниження витрат паливного газу на власні потреби на 10% економічний ефект складає близько 1 млн. грн. на рік (при терміні реалізації 1 місяць з терміном окупності заходів по застосуванню трубчастої технології 1-2 місяці).

Страницы: 1, 2