розділ 2.1).
Після проходження певного режиму на всіх працюючих ГПА він фіксується як
варіант та здійснюється перехід до іншого варіанта шляхом приросту витрат,
починаючи з першого ГПА. Завершення перебору варіантів визначається виходом
якого-небудь, як правило першого чи останнього, агрегату на одне з вищеназваних
обмежень, після чого виконується вибір того варіанта, який відповідає
мінімальним витратам газу на власні потреби.
Результатом роботи алгоритму вибору завантаження компресорного цеху є такі
вихідні дані:
- кількість працюючих агрегатів та їх цехові номери;
- об’ємні витрати газу через кожний агрегат;
- частота обертання нагнітача;
- фактична потужність приводу кожного агрегату;
- температура газу на виході нагнітачів;
- витрати паливного газу для кожного агрегату.
Висновки до розділу
1. Течія газу в трубопровідній частині магістрального газопроводу моделюється
за допомогою системи диференційних рівнянь. Врахування технічного стану
лінійних ділянок здійснюється через коефіцієнти теплопередачі від труби до
ґрунту та гідравлічної ефективності, які обраховуються при проведенні
ідентифікації технічного стану основного обладнання магістрального
газопроводу.
2. Для аналізу режимів СТТГ удосконалено та досліджено модель
газоперекачувального агрегату, до складу якої входять із своїми фактичними
характеристиками відцентровий нагнітач та газотурбінна установка, на відміну
від поширеного підходу, при якому ГПА ототожнюється з відцентровим нагнітачем.
3. В роботі розроблена нова логіко-математична модель системи трубопровідного
транспорту газу, в якій компресорна станція представлена одним рівнянням
впливу, а всі розрахунки її режиму проводяться поза системою. Застосування
запропонованої логіко-математичної моделі СТТГ дозволило більш адекватно
змоделювати процеси, які відбуваються в газопроводах, забезпечити більш високу
точність розрахунків, прискорити виконання обчислень режимів функціонування
газотранспортних систем.
4. В роботі розроблено алгоритми розподілу потоку газу за цехами КС та
розрахунку режимів роботи ГПА цехів, які дозволяють обирати режими роботи
компресорних цехів із мінімальними витратами газу на власні потреби.
5. Запропонований у роботі підхід до формування системної моделі СТТГ дає
можливість отримати таку загальну модель системи трубопровідного транспорту
газу, на базі якої можна провести розробку програмно-інформаційних засобів,
призначених для використання не тільки для наукових досліджень, а й у системах
диспетчерського управління трубопровідним транспортом газу для проведення
розрахунків у режимі реального часу.
Застосування методів оперативної діагностики ОСНОВНОГО обладнання ПРИ
розрахункАХ режимів роботи систем трубопровідного тРанспорту газу
Програмно-інформаційний комплекс оперативної діагностики основного обладнання
компресорних станцій газотранспортних систем
Задача оперативного діагностування основного обладнання компресорних станцій
має самостійний інтерес для персоналу газотранспортних підприємств. Для її
рішення в Інституті загальної енергетики НАН України був створений
програмно-інформаційний комплекс для визначення в режимі експлуатації
технічного стану основного обладнання КС - газотурбінної установки та
відцентрового нагнітача [25, 88, 91]. Цей комплекс базується на методах та
алгоритмах оперативного діагностування основного обладнання КС, які описані в
розділі 2. ПІК оперативної діагностики призначено для визначення в
експлуатаційних умовах фактичної потужності, коефіцієнта технічного стану за
потужністю, газодинамічних параметрів ГТУ, що відповідають режиму, та
максимально припустимої на режимі потужності газотурбінної установки.
Ідентифікація технічного стану ВЦН виконується на основі фактичного режиму
роботи агрегату і фактичної потужності привода та забезпечує визначення
індивідуального технічного стану ВЦН через коефіцієнти за політропним напором і
політропним ККД. За допомогою цих коефіцієнтів технічного стану здійснюється
ідентифікація фактичних характеристик ВЦН для ступені стиснення та політропного
ККД. Характеристика для зведеної відносної внутрішньої потужності є замикаючою
й розраховується з урахуванням перших двох коефіцієнтів.
Комплекс використовує вимірювані параметри зі штатного набору - 4-5 параметрів
для діагностування ГТУ та 5 параметрів для діагностування ВЦН, не вимагає
залучення додаткових вимірювальних приладів та допоміжного персоналу.
За пропозиціями спеціалістів газотранспортних підприємств до комплексу було
включено програми для оперативного діагностування 14 типів ГТУ, які найбільш
широко експлуатуються на компресорних станціях газопроводів України і Росії:
ГТ-750-6, ГТ-6-750, ГТ-700-5, ГТК-10-4, ГТК-10-М, ГТК-10І, ГТК-10ІР, ГТК-25І,
ГПА-Ц-6,3, ГПА-Ц-16, ГПА-Ц-16С, ГПУ-10, ГПУ-12П, ГПУ-16П. Комплекс працює з
відцентровими нагнітачами 18 типів.
Як видно зі структурної схеми програмно-інформаційного комплексу оперативної
діагностики основного обладнання КС, яка наведена на рис. 4.1, в ПІК можна
виділити головний модуль, блок роботи з архівом, базу даних і блок системи
управління базою даних, блок відображення вхідних даних та результатів
розрахунків, блок проведення розрахунків, блок роботи з трендом зміни
технологічного стану ГТУ і ВЦН. Оскільки комплекс може працювати з різним типом
газоперекачувального обладнання, в його блоках відображення даних і
нормативно-довідкової інформації передбачені спеціальні програми, які виконують
виклик відповідних екранних форм для кожного типу ГТУ та ВЦН. У блоці
проведення розрахунк