Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Эффективность использования газоперекачивающих агрегатов различной единичной мощности на магистральных газопроводах

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Эффективность использования газоперекачивающих агрегатов различной единичной мощности на магистральных газопроводах"

На правах рукописи

ЧУРИКОВА МАРИЯ МИХАИЛОВНА

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ РАЗЛИЧНОЙ ЕДИНИЧНОЙ МОЩНОСТИ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопровод

дов, баз и хранилищ» (технические науки)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2009 г.

003466286

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель: кандидат технических наук,

профессор Шотиди Константин Харлампиевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Засецкий Владимир Георгиевич

кандидат технических наук

Юламанов Эдуард Фанилевич

Ведущее предприятие: Дочернее открытое акционерное общество «ОРГЭНЕРГОГАЗ» г. Москва

Защита состоится " ЛЗ " 2009 г. в "~час. в ауд-^-бна заседа-

нии диссертационного совета Д212.200.06 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина, по адресу: Ленинский проспект 65, г. Москва, В-296, ГСП-1,119991.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан " " ¿^^^^,2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертации.

Обеспечение бесперебойной подачи газа потребителям при минимальных затратах на собственные нужды является одной из основных задач газовой промышленности. При годовой добыче газа порядка 600 млрд. м3, на собственные технологические нужды расходуется примерно 55-60 млрд. м3 газа и более 17 млрд. кВт.ч электрической энергии. Свыше 90 % природного газа и около 80 % электроэнергии, затрачиваемых в отрасли на технологические нужды, связаны с магистральным транспортом природного газа.

Учитывая, что основным потребителем природного газа при его транспорте по магистральным газопроводам являются компрессорные станции (КС), проблема снижения энергозатрат должна быть в первую очередь направлена на повышение эффективности работы КС за счет внедрения энергосберегающих технологий транспорта газа.

Проблемой снижения энергозатрат при транспорте газа занимались и занимаются многие ученые и организации. Среди них в первую очередь следует отметить такие организации как: ООО «ВНИИГАЗ», ДОАО «ОРГЭНЕРГОГАЗ», ООО «НИИгазэкономика» и другие. Среди ученых, занимавшихся проблемой энергосбережения на КС, следует отметить: Будзу-ляка Б.В., Буховцева Б.М., Галиуллина З.Т., Зарицкого С.П., Засецкого В.Г., Калинина А.Ф., Козаченко А.Н., Леонтьева Е.В., Лопатина A.C., Никишина В.И., Новоселова Е.В., Поршакова Б.П., Щуровского В.А. и многих других, результаты трудов которых используются с целью снижения энергозатрат в трубопроводном транспорте.

В диссертационной работе основное внимание уделено одному из возможных направлений энергосбережения, которое практически не применялось до настоящего времени в масштабах отрасли - использованию газоперекачивающих агрегатов (ГПА) различной единичной мощности, приводящему к дополнительному сокращению затрат топливного газа на КС, что

свидетельствует об актуальности темы как с теоретической, так и практической точки зрения.

Целью диссертационной работы является снижение энергозатрат на КС единой системы газоснабжения (ЕСГ) за счет использования агрегатов различной единичной мощности.

Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:

• исследовать особенности режимов работы компрессорной станции в реальных эксплуатационных условиях;

• проанализировать основные виды энергосберегающих технологий при эксплуатации КС;

• обосновать целесообразность введения показателей «эталонного» агрегата для оценки энергоэффективности ГПА;

• сопоставить показатели газотурбинных и электроприводных установок для транспорта газа с учетом текущих и прогнозируемых цен на электроэнергию и газ для собственных нужд;

• обосновать целесообразность использования агрегатов различной единичной мощности в условиях переменой подачи газа по газопроводам.

Научная новизна работы заключается в том, что автором предложены:

• комплекс соотношений, связывающих технологические и энергетические характеристиками работы компрессорных цехов (КЦ) и прилегающего участка газопровода, с оценкой влияния каждого из определяющих параметров на изменение энергозатрат при транспорте газа;

• понятие «эталонного» агрегата для упрощения проведения расчетов по оценке эффективности использования конкретного типа ГПА при осуществлении модернизации или реконструкции КС;

• методика, определяющая влияние переменной подачи газа по газопроводу на число рабочих ГПА различной единичной мощности на КС

(Щ);

• временное распределение загрузки КС (КЦ) или разнотипных агрегатов в течение года по так называемым «кривым остатка»;

• теоретическое обоснование использования агрегатов различной единичной мощности в условиях переменной подачи газа по газопроводу.

Практическая ценность и внедрение результатов работы.

Результаты исследования позволяют научно обосновать использование агрегатов различной единичной мощности проектными организациями ОАО «Газпром» для новых и реконструируемых КС (КЦ).

Работа направлена на выполнение концепции энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2001-2010 гг.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований автора докладывались и обсуждались на научно-методических семинарах и конференциях:

• 60-ой студенческой научной конференции (Москва, РГУ нефти и газа, апрель 2006 г.);

• 6-ой научно-технической конференции молодежи ОАО «Гипрот-рубопровод», (Москва, ноябрь 2006 г.);

• 7-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», (Москва, РГУ нефти и газа, январь 2007 г.);

• научно-методическом семинаре кафедры «Термодинамика и тепловые двигатели» (Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, май, октябрь 2008 г.).

Публикации.

По материалам диссертации опубликованы 5 печатных работ, в том числе 1 статья - в журнале, входящем в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав с выводами, основных выводов, общим объемом 125 страниц, включает 28 рисунков и 24 таблицы, а также список литературы из 77 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованна актуальность темы диссертации, сформулирована цель работы, оценена возможность снижения расхода природного газа за счет использования ГПА различной единичной мощности, приведены научная новизна и практическая значимость исследований.

В первой главе проведен анализ состояния и режимов работы магистральных газопроводов в течение круглогодичного цикла эксплуатации, характеризующихся неравномерностью подачи газа. В зимнее время газопроводы работают, как правило, в режиме максимальной подачи газа, а в летнее время, когда потребление газа снижается, в режиме минимальной подачи. Все это приводит к неравномерному использованию установленного оборудования, его простою, снижению среднегодовой загрузки ГПА и, как следствие, перерасходу топливного газа из-за отклонения режимов работы агрегатов от оптимальных.

Сезонные колебания в подаче газа через КС обычно регулируются включением и отключением рабочих агрегатов, изменением режима их работы (оборотов), а в ряде случаев отключением и самих компрессорных цехов. Колебания подачи газа в пределах суток или дней недели менее существенны и они обычно регулируются изменением рабочей частоты ГПА.

Исследование режимов работы магистральных газопроводов обусловлено необходимостью определить при каких условиях работают компрессорные цеха и газоперекачивающие агрегаты, и каким требованиям должны удовлетворять энергосберегающие технологии трубопроводного транспорта газов.

Исследования режимов работы магистральных газопроводов, с определением подачи газа в отдельные отрезки времени обычно проводятся по месяцам года. Однако в ряде случаев, в условиях неустановившихся режимов работы КС в течение года, эти исследования целесообразно дополнить и результатами анализа по кварталам рассматриваемого года.

Неравномерность в подаче газа по газопроводу в течение года можно характеризовать различными показателями (рис.1): соотношением максимальной (Qnах) и минимальной (Qmn) подач газа в течение года, отношением среднегодовой (Q т ) подачи газа к максимальной (ömax) или величиной относительной амплитуды колебаний в подаче газа по газопроводу в течение года {ß). В данной работе в качестве базовых характеристик неравномерности подачи газа по газопроводу при проведении исследований были приняты:

ß па (ß = öl !Qm, a = önax/Qnin, Ql = ßmax ~Qm)-

Среднесуточную подачу газа за каждый месяц года можно в первом приближении описать уравнением:

ß = ßn+Aß = &+Ö-cos(?>-Po)+ß,~; (1)

= (рй=2-Л А; (2)

Q' = e2-Qi, (3)

где Q - среднесуточная подача газа по газопроводу по месяцам данного года; Т - период изменения основной составляющей производительности газопровода; t - текущая дата времени (в сутках от начала календарного года);

^ - дата времени (от начала календарного года), соответствующая моменту максимума основной составляющей производительности газопровода (т = 1о

при ~ шах); <2 - темп монотонного нарастания (или убывания) в подаче газа по газопроводу в течение года.

Используя предпосылку о том, что мощность, затрачиваемая на перекачку газа, примерно пропорциональна кубу пропускной способности газопровода, изменение текущей относительной мощности КС при установившемся режиме работы можно выразить в зависимости от пропускной способности газопровода и определить ее колебания в зависимости от принятых коэффициентов 0 к ОС .

Наряду с анализом колебаний мощности по месяцам года проведен анализ колебаний в подаче газа по кварталам года:

в. = /СМ = )(а0 + & ^ / Т)сИ + ахТ / 2я - <р0 )с1<р =

о <р=ъ (4)

= (а0 +1 /2• • /ТУ1 + а{Г12к\?,\п{(р-<р0) + бш<р0] ,

где 8) - суммарная подача газа по газопроводу за данный отрезок времени.

При проектировании или реконструкции КС выбор количества и типов газотурбинных газоперекачивающих агрегатов (ГГПА) в зависимости от количества транспортируемого газа и единичной мощности ГПА выполняется на базе сопоставления энергетической эффективности различной комплектации КС (КЦ). Безусловно, при выборе количества и типов ГГПА на основе сопоставления энергетической составляющих эксплуатационных расходов (расход топливного газа) принимается допущение о равной надежности рассматриваемых схем комплектации КС в обеспечении подачи газа.

Принятая в настоящее время методика расчета числа и типа ГГПА, которая себя хорошо зарекомендовала при незначительных колебаниях в подаче газа, предусматривает подбор только однотипных агрегатов. Однако данный подход при неравномерности подачи газа не обеспечивает эффективной работы оборудования и КС в целом в течение года.

На рис. 1 приведен график изменения подачи газа за год для условной

КС.

р. МЛН. М7 сут.

70

60

50

40

30

20

10

о

1 2 3 4 5 б 7 8 9 10 И 12 Месяцы Рис.1. Изменения подачи газа за год для условной КС

Как следует из рис.1, диапазон изменения расхода достаточно велик и компрессорная станция с установленными на ней газоперекачивающими агрегатами должна обеспечить заданный режим работы.

Для снижения энергозатрат в зоне работы агрегатов на частичных режимах, возможны различные схемы комплектации КС агрегатами различной единичной мощности. Это позволит в зимний период эксплуатации, переходить на работу агрегатов большей мощности, а в летний период - эксплуатировать агрегаты с меньшей единичной мощностью. В обоих случаях это позволяет эксплуатировать установленные агрегаты на режимах, близким к номинальным.

На основание выше сказанного, в условиях колебаний подачи газа в центрально-промышленных районах страны в течении года, можно говорить о необходимости создания методики, которая будет решать вопросы выбора количества ГГПА и их типа как на стадии проектирования, так и на стадии модернизации и реконструкции КС, оценивая их работу не только по критерию надежности, но и по критерию экономичности.

Как известно на газопроводах используются различные виды энергопривода. Среди них основная доля (около 87%) приходится на газотурбинные установки (ГТУ). Свыше 30% ГТУ уже выработали назначенный ресурс 100 тыс. ч, около 15% имеют наработку более 130 тыс. ч., а средневзвешенный КПД находится на уровне 27%. Все это приводит к тому, что на транспорт газа по магистральным газопроводам расходуется примерно 8 - 9 % транспортируемого газа.

Введение ГТУ нового поколения в основном авиационного типа, позволило за последние 10-15 лет несколько поднять средневзвешенный КПД парка ГТУ. Однако это не сказалось радикальным образом на экономии топливного газа на КС в системе ОАО «Газпром».

Степень важности снижения расхода топливного газа в ГТУ наглядно видна из анализа распределения эксплуатационных расходов на их обслуживание по КС при разных ценах на топливный газ (табл.1).

Таблица 1

Распределение эксплуатационных расходов при обслуживании газотурбинных агрегатов на компрессорных станциях

Наименование статей расходов Относительная доля в структуре расходов (%) при стоимости топливного газа:

500 руб./ЮОО м3 1000 руб./ЮОО м3 1500 руб./ЮОО м3

Топливный газ 70-80 80-90 85-95

Ремонтно-техническое обслуживание 15-30 10-25 5-10

Электроэнергия, масло, плата за выбросы 3-5 2-4 1-3

Приведенные данные свидетельствуют о том, что эксплуатационные расходы на топливный газ для приводимых агрегатов, находятся на уровне 80 - 90%, значительно превышая расходы на ремонтно-техническое обслуживание, электроэнергию, масло, плату за вредные выбросы и заработную плату персоналу.

Анализ состояния и режимов работы магистральных газопроводов показывает, что разработка и внедрение энергосберегающих технологий с целью экономии энергозатрат на нужды перекачки может быть связана, прежде всего, с реконструкцией и заменой морально устаревшего и изношенного газотранспортного оборудования, оптимизацией технологических режимов работы газопроводов с повышением качества технического обслуживания и ремонта газоперекачивающего оборудования.

Во второй главе рассмотрены характеристики различных типов ГТУ как простых, так и сложных схем с введением понятия «эталонного» цикла, а также причины перерасхода топливного газа.

Большие расходы топливного газа в ГТУ в значительной степени обусловлены тем, что значительное время года по разным причинам они работают на частичных нагрузках, с перерасходом топливного газа. Исходя из проведенного в работе анализа, следует, что необходимо в эксплуатационных условиях стремиться к сохранению и повышению численных значений КПД компрессора и турбины.

Следует отметить, что существующие ГТУ простейших схем по КПД и ряду других показателей практически достигли своих предельных значений. В связи с этим предложено ввести понятие «эталонного» двигателя.

Под понятием «эталонный» двигатель в данной работе понимается газотурбинный газоперекачивающий агрегат со средневзвешенными технико-экономическими характеристиками в своем классе мощностей из множества типов ГПА, эксплуатируемых как в нашей стране, так и за рубежом.

Номинальный КПД «эталонного» газотурбинного двигателя, определяется на основе результатов статистической обработки основных паспортных данных (КПД-мощность) различных типов ГТУ (рис.2).

Представленные на рис.2 зависимости можно описать уравнением (5):

К

т]е = А- ехр Ые. (5)

46 44 42 40 38 36 34 32 30

25

26

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 Ne, МВт

Рис.2. Зависимость КПД ГТУ различных схем от мощности агрегатов.

Схемы ГТУ: * - с регенерацией; • - промышленные; ж - сложные схемы;

■ - авиационные

Коэффициенты А, К определяются при обработке статистических данных.

Приведенная зависимость позволяет с одной стороны сравнивать КПД конкретных выпускаемых агрегатов с уровнем достигнутых показателей на мировом рынке, а с другой - облегчить проведение расчетов по оценке эффективности ГПА того или иного типа для транспорта газа на газопроводах, выбирая исходные данные для расчетов из показателей эталонного агрегата.

Представляется целесообразным наряду с введением понятия «эталонного» КПД вводить понятия стандартов или эталонов для вспомогатель-

ных сопутствующих элементов ГТУ: установок очистки технологического газа; подготовки топливного, пускового, импульсного газа; установок охлаждения технологического газа и т.д., что естественно будет способствовать повышению требований к установленному на КС оборудованию.

В настоящее время при реконструкции и модернизации систем электроснабжения, применении гидродинамических частотно-регулируемых муфт для изменения производительности в подаче газа на КС вновь возникает вопрос приоритетного использования для перекачки ГТУ или электродвигателей.

Вопросу сопоставления электроприводных и газотурбинных агрегатов для транспорта газа посвящено достаточно большое число работ. Тем не менее, в силу развития и совершенствования показателей газотранспортного оборудования, изменения цен на энергоносители, учета дополнительных факторов в методиках сопоставления, дискуссия о целесообразности использования того или другого типа привода остается актуальной и в настоящее время.

Эффективным способом сопоставления этих типов энергоприводов на КС следует по-прежнему считать стоимость единицы количества энергии на муфте нагнетателя.

Результаты развернутых расчетов показывают, что при существующих ценах на энергоносители предпочтение следует отдать газотурбинным агрегатам (рис.3).

При существующем уровне цен на природный газ (1000 руб./1000 м3) и электроэнергию (1,29 руб./кВт.ч.), ГТУ во всем диапазоне изменения КПД имеют меньшую стоимости 1 кВт.ч. на валу нагнетателя. Если же стоимость газа принять равной 3000 рубЛООО м3, то при КПД меньше 0,24 с энергетической точки зрение эти два привода равнозначны. И только при стоимости более 3000 руб./ЮОО м3 предпочтение следует отдать электроприводным агрегатам.

Сггпа,

Рис.3. Стоимость единицы энергии на валу нагнетателя ГГПА:

1 - при цене топливного газа равной 6000 руб./ЮОО м3;

2 - цена электрической энергии на КС;

3 - при цене топливного газа равной 3000 руб./ЮОО м3;

4 - при цене топливного газа равной 1000 руб./ЮОО м3.

На основании анализа характеристик ГПА различных типов можно сказать, что каждый тип привода имеет свои достоинства и недостатки, потенциальные возможности и ограничения дальнейшего развития, повышения эффективности использования их на КС. Поэтому каждый из них должен иметь свою нишу использования в системе ОАО «Газпром» для получения наибольшей эффективности работы газотранспортных систем.

В третьей главе рассмотрены особенности использования ГПА различной единичной мощности на газопроводах при переменном режиме работы КС.

Для анализа выбрана КС, которая может одновременно транспортировать газ по трем газопроводам с рабочим давлением 5,6 МПа и мощностью 50 МВт. Суточный объем перекачки газа может колебаться по проекту в пределах 10-50 млн.м3/сут, Кроме транспортировки газа, КС имеет возможность производить закачку газа и в подземное хранилище.

Режим работы этой компрессорной станции обеспечивается использованием установленных на КС двух агрегатов типа ГПА-16В «Урал» мощностью 16 МВт с двигателем НК-16СТ, одного агрегата ГПА-12 «Урал» мощностью 12 МВт с двигателем ПС-90ГП и одного агрегата ГПА-Ц-6,3 мощностью 6,3 МВт с двигателем НК-12СТ

Анализ загрузки КС был осуществлен построением так называемой кривой остатка (рис.4) следующим образом: по оси абсцисс из данной совокупности загрузки откладывалась мощность КС в течение года, а по оси ординат время работы КС на этой и большей мощности в году отнесенной к общей мощности станции.

Е 1

0,9 0,8 0,7

ад

0,5 0,4 0,3 ¡¡Л ОД

\ »

\ 1

\

\

■ \

V

\

X

а 1

о? о? о;

0)5

<м

09 о; ¡и

\

X

ь V

\ * N

\ I

к

\ !

\

3,5

■и

6 И, МВт

10 И В В 14 13 16 N,№1 б

Рис.4. Распределение загрузки отдельно работающих на КС агрегатов ГПА-Ц-6,3, (а) и ГПА-Ц-16 (б) на КС

Принятая кривая распределения остатка имеет вид: Л = ехр

/ \т N..

N

(6)

где II - вероятность, что ГПА (КС) работает в рассматриваемый период с мощностью N¡-4 более; А^-текущая мощность ГПА (КС); Л"-средняя

мощность ГПА (КС), соответствующая значению R=36,6 %, (Ni = N); m -параметр, характеризующий равномерность распределения мощностей выборки.

Численное значение параметра (ш) определяется по исходным данным после приведения уравнения (6) к линейной форме:

К-ШЬ^у'- <7)

Данные обработки распределения показывают, что предельные значения могут соответствовать вероятности, которая равна 2,5 %. Это значит, что max и min мощности будут соответствовать точкам кривой ординат 0,025 и 0,975.

=АГ-фЩ. (8)

Nmin = N-Jln-±- =АГ-фЩ. (9)

2

N

= ^147,55 . (10)

N •

1 ' Ш1П

Следует заметить, что экономия энергозатрат по станции естественно будет определяться не только загрузкой ГПА, но и меньшим числом занятых в эксплуатации агрегатов, особенно если это связанно с большими изменениями в подаче газа по газопроводу. Как правило, более мощные агрегаты используются при большей подачи газа, при малых подачах - меньшей мощности.

Число рабочих агрегатов в зависимости от ранее введенных коэффициентов р и а с учетом регулирования диапазона мощности ГПА определяется по уравнению:

Я раб * а

^ ГПА,max П {\~ß) П

Из приведенного соотношения следует, что минимально допустимое число рабочих агрегатов на КС имеет степенную зависимость в функции неравномерности подачи газа по газопроводу и обратно пропорционально диапазону возможного регулирования мощности ГПА. Графически эта зависимость представлена данными рис.5.

Рис.5. Расчетное число рабочих агрегатов на КС в зависимости от колебаний в подаче газа по газопроводу при различном диапазоне регулирования мощности ГТУ

Решение задачи по обоснованию целесообразности (с точки зрения экономии энергозатрат) использования ГПА с различной единичной мощностью в данной работе базируется на проведении и сопоставлении результатов вариантных расчетов с определением полноты загрузки КС в условиях, если бы на станции данной мощности были установлены однотипные агрегаты для обеспечения заданного режима работы.

Сопоставление загрузки установленных агрегатов данной схемы и КС в целом в течение года, с агрегатами только одной мощности проводилось со

следующими схемами компоновки ГПА:

• три агрегата типа ГПА-16В «Урал» (два рабочих, один резервный агрегат);

• четыре агрегата типа ГПА-12 «Урал» (три рабочих и один резервный);

• семь агрегатов типа ГПА-Ц-6,3 (пять рабочих и два резервных).

Мощность агрегата определялась с использованием приведенных характеристик нагнетателя при заданном расходе транспортируемого газа с учетом изменения относительного КПД нагнетателя.

Из проведенного анализа следует, что в летние периоды года загрузка агрегата ГПА-16В «Урал» находится на уровне 54-56 %, что естественно приводит к работе агрегатов на пониженных КПД со значительным перерасходом топливного газа на нужды перекачки по сравнению с номинальной загрузкой ГПА.

Аналогичная картина проявлялась и при использовании для перекачки газа только ГПА 12 «Урал».

Если использовать для перекачки заданного количества газа только агрегаты типа ГПА-Ц-6,3, то среднегодовая загрузка этих агрегатов будет несколько выше, чем для вышеуказанных ГПА мощностью 16 и 12 МВт, но, тем не менее, она находится на уровне 0,7-0,8, что в условиях экономии топливного газа нельзя признать вполне удовлетворительным, не говоря уже о том, что в этом случае число рабочих газоперекачивающих агрегатов на станции значительно возрастает.

Данные табл.2 наглядно показывают перерасход топливного газа при использовании однотипных ГПА по сравнению с использованием агрегатов различной единичной мощности.

Следует заметить, что использование для перекачки газа ГПА только одной единичной мощности, даже «нового» поколения не дает такой экономии, как при использовании разнотипных агрегатов того же поколения (табл.3).

Таблица 2

Перерасход топливного газа на КС при использовании для перекачки газа только однотипных агрегатов «старого» поколения, 1000 м3

Годы Используемые мощности, МВт

6,3 12 16

1-й год исследования 53765,5 6712,2 36179,0

2-ой год исследования 30989,9 1073,3 29402,6

За 2 года 84755,4 7785,5 65581,5

Таблица 3 Перерасход топливного газа по КС при использовании для перекачки газа однотипных агрегатов «нового» поколения, 1000 м3

Годы Используемые мощности, МВт

6,3 12 16

1-й год исследования 25113,1 6712,2 16881,5

2-ой год исследования 8031,4 1073,3 11452,9

За 2 года 33144,5 7785,5 28334,5

Вышеприведенные данные наглядно показывают, что при использовании на КС агрегатов одинаковой единичной мощности для перекачки заданного количества газа их среднегодовая загрузка будет не оптимальной и ГПА большую часть времени будут вынуждены работать на частичных нагрузках с относительно низким значением КПД.

В итоге, в целях повышения эффективности работы анализируемой КС, была предложена установка ГПА различной мощности 16, 12 и 6,3 МВт, что позволяет, в зависимости от количества подаваемого газа по станции, использовать сочетание этих агрегатов по критерию получения необходимой мощности для перекачки газа и высокой загрузке на уровне 0,9 - 0,95 (рис.6).

Рис. 6. Среднегодовая загрузка ГПА по месяцам в течение 2-х лет

Построенные зависимости загрузки агрегатов в течение двух лет позволяют путем сравнения определить расходы топливного газа по станции при различной схеме компоновки ГПА: «однотипные» и «разнотипные» по величине установленной мощности.

Еще большую экономию технологического газа при его перекачке через станцию можно получить при замене эксплуатируемых агрегатов на ГПА «нового» поколения (табл. 4).

При установке современных агрегатов с КПД на уровне 32 - 34 % вместо установленных на КС ГТУ, экономия топливного газа может достигать 10 - 12 млн.м3 или в денежном выражение порядка 10 - 12 млн.руб. при цене за газ 1000 ру6./1000 м3.

Таблица 4

Экономия топливного газа при замене эксплуатируемых ГПА на агрегаты «нового» поколения

Годы Расход топливного газа, млн. м3 Экономия

«старые» ГПА «новые» ГПА млн. м3 млн. руб.

1-й год исследования 71,39 60,84 10,55 10,55

2-ой год исследования 71,70 59,69 12,01 12,01

За 2 года 143,09 120,53 22,57 22,57

Принимая во внимание, что основной статьей эксплуатационных расходов на КС с газотурбинными ГПА являются расходы на топливный газ, а остальные статьи могут быть определены через приведенный коэффициент к расходам на топливный газ (табл. 1), предлагается следующая формула для оценки эффективного срока службы ГТУ:

С

п --, годы (12)

и-ТЧет.

где С - стоимость 1 кВт мощности ГТУ, требующей замены, руб./кВт; Ц -стоимость топлива, руб./кВт; Т - среднее время эксплуатации агрегата в году, ч/год; (т]нов /т]ст)- относительное повышение КПД за рассматриваемый год.

Указанный подход к определению срока замены изношенного и морально устаревшего оборудования на новое позволяет использовать это уравнение при различных программах модернизации ГПА или КС в целом. Действительно, если в качестве нового агрегата использовать показания «эталонного» ГПА данной мощности и данного типа, то путем сопоставления фактически эксплуатируемых агрегатов с «эталонными» можно составить сетевые графики поэтапной замены одних ГПА на другие.

Следует отметить, что использование агрегатов до их полного отказа никак нельзя признать приемлемым как с точки зрения безопасности работы самого ГПА, так и компрессорной станции в целом, прежде всего из-за непредсказуемости разного рода потерь и аварий.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Анализ режимов работы магистральных газопроводов показывает, что относительная амплитуда колебаний в центрально-промышленных районах страны в течении года характеризуется величиной относительной амплитуды колебаний в подаче газа (/? ) равной 0,15 - 0,20 и выше.

2. Показано, что среднегодовая гидравлическая загрузка ГПА в зависимости от относительной амплитуды колебаний в подаче газа при Р равных 0,15 - 0,20 находится на уровне 0,65 - 0,70.

3. Проведена оценка влияния технологических и энергетических характеристик работы и прилегающих участков газопровода на изменение энергозатрат при транспорте газа.

4. Предложено понятие «эталонного» агрегата, упрощающее проведение расчетов по оценке эффективности использования конкретных типов ГПА на проектной стадии при проведении модернизации или реконструкции КС.

5. Технико-экономическое сопоставление электроприводных и газотурбинных агрегатов как основных типов привода на КС свидетельствует в

пользу ГТУ. Применение электроприводных агрегатов экономически может быть оправданно при цене на газ в 3 - 5 раз выше принятых расчетных цен (1000 рубЛ ООО м3).

6. Предложено уравнение, определяющее влияние переменной подачи газа по газопроводу на число рабочих ГПА на КС.

7. Показано, что использование агрегатов с различной единичной мощностью в условиях значительных колебаний подачи газа является эффективной энергосберегающей технологией. При этом экономия топливного газа для условной КС с установленной мощностью 50 МВт может достигать 10 -15 млн. м3/год.

Результаты работы представлены в следующих основных публикациях:

1. Чурикова М.М. Сопоставление электроприводных и газотурбинных ГПА для транспорта газа // Научно-технический сборник «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2006, № 1. - с. 83-87.

2. Чурикова М.М. Методология выбора числа и типа ГПА на КС // Научно-технический сборник «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2006, № 2. - с. 85-88.

3. Чурикова М.М. Окупаемость ГПА как фактор конкурентоспособности // «Управление качеством в нефтегазовом комплексе», 2008, № 3. - с. 9-11.

4. Чурикова М.М. Технико-экономическое обоснование сроков замены газотурбинных агрегатов на компрессорных станциях // «Нефть, газ и бизнес», 2008, № 10. - с. 71-72.

5. Чурикова М.М. Влияние переменной подачи газа по газопроводу на число рабочих агрегатов компрессорной станции // «Управление качеством в нефтегазовом комплексе», 2008, № 4. - с. 58-59.

Напечатано с готового оригинал-макета

Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N 00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 18.03.2009 г. Формат 60x90 1/16. Усл.печ.л. 1,25. Тираж 100 экз. Заказ 132. Тел. 939-3890. Тел./факс 939-3891. 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Чурикова, Мария Михайловна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ СТРАНЫ

1.1. Режимы работы магистральных газопроводов

1.2 Взаимосвязь технологических и энергетических показателей трубопроводного транспорта природных газов

1.3 Типы газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций и их характеристики

1.4 Основные направления развития энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов в газотранспортных системах страны

Выводы по первой главе

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ГТУ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ УСЛОВИЯХ

2.1. Работа газотурбинных установок на частичных нагрузках

2.2. Способы теплотехнического совершенствования цикла ГТУ

2.3. Влияние периодической очистки проточной части осевого компрессора на повышение мощности и КПД ГТУ

2.4. Эталонный газотурбинный агрегат

2.5. Технико-экономическое сопоставление показателей электроприводных и газотурбинных газоперекачивающих установок

Выводы по второй главе

ГЛАВА 3. ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТА ГАЗА В УСЛОВИЯХ ПЕРЕМЕННОЙ ПОДАЧИ ЗА СЧЕТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ РАЗЛИЧНОЙ ЕДИНИЧНОЙ МОЩНОСТИ

3.1. Выбор минимального числа рабочих агрегатов в условиях переменной подачи газа по газопроводу

3.2. Фактические режимы работы компрессорных станций в условиях переменной подачи газа по газопроводу в течение года

3.3 Обоснование целесообразности использования на КС агрегатов с различной единичной мощностью (на примере условной КС)

3.4 Технико-экономическое обоснование сроков замены газотурбинных агрегатов на компрессорных станциях

Выводы по третьей главе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Эффективность использования газоперекачивающих агрегатов различной единичной мощности на магистральных газопроводах"

Из множества проблем стоящих перед газовой промышленностью и, в значительной степени, определяющих ее рентабельность, без преувеличения в число главных (не принижая внимание вопросу обеспечения безотказной работы газотранспортного оборудования и бесперебойной поставки газа на нужды отечественной промышленности и в зарубежные страны) необходимо выделить проблему снижения; расхода газа на собственные нужды газовой промышленности и усилить внимание к вопросам экономии природного газа по стране в целом.

Дело в том, что в настоящее время основные действующие газовые месторождения - Медвежье, Уренгойское, и Ямбургское, являющиеся одними из основных источников газоснабжения страны и экспортных поставок, газа, перешли в стадию падающей; добычи и без: введения в: эксплуатацию дожимных компрессорных станций все труднее становится обеспечить плановый режим поставки газа потребителям.

В условиях острого дефицита топливно-энергетических ресурсов* первоочередное значение приобретают задачи, связанные с, повышением эффективности их использования: Экономия энергетических ресурсов на современном этапе развития экономики страны является наиболее эффективным направлением при решении любых задач, стоящих перед промышленностью.

В настоящее время отрасль, добывая немногим более 560-570 млрд. м3 газа в год ежегодно, на собственные нужды расходует около 45-50 млрд. м3 газа, причем значительная часть расходов этого газа в отрасли связана с эксплуатацией газотурбинных газоперекачивающих агрегатов, на компрессорных станций магистральных газопроводов.

Учитывая, что основным потребителем природного газа при его транспорте по магистральным газопроводам являются: компрессорные станции (277 KG)< с установленными на них свыше 4000 газоперекачивающими агрегатами (ГПА), эксплуатируемых по разным причинам на относительно низких КПД (в среднем на уровне 24-27 %), проблема снижения энергозатрат в отрасли должна быть в первую очередь направлена на повышение эффективности работы компрессорных станций за счет введения энергосберегающих технологий транспорта газа с оптимизацией режимов работы как самих ГПА, так и сопутствующего их газотранспортного оборудования, сокращение потерь и утечек газа и т.д.

Проблемой снижения энергозатрат при транспорте газа занимались и занимаются многие ученые и организации. Среди них в первую очередь следует отметить такие организации как: ООО «ВНИИГАЗ», ДОАО «ОРГ-ЭНЕРГОГАЗ», ООО «НИИгазэкономика» и другие. Среди ученых, занимавшихся проблемой энергосбережения на КС, следует отметить: Будзуляка Б.В., Буховцева Б.М., Галиуллина З.Т., Зарицкого С.П., Засецкого В.Г., Калинина А.Ф., Козаченко А.Н., Леонтьева Е.В., Лопатина А.С., Никишина В.И., Новоселова Е.В., Поршакова Б.П., Щуровского В.А. и многих других, результаты трудов которых используются с целью снижения энергозатрат в трубопроводном транспорте.

В целях экономии энергозатрат на компримирование газа возникает необходимость в исследовании режимов работы магистральных газопроводов с установленными на них компрессорными станциями.

Режимы работы магистральных газопроводов, как известно, характеризуются неравномерностью подачи газа в течение года и из года в год, что приводит к неравномерному использованию установленного газотранспортного оборудования, снижению среднегодовой загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, перерасходу топливного газа из-за отклонения реальных режимов работы ГПА от оптимальных.

Анализ состояния и режимов работы газотранспортной системы страны показывает, что разработка и внедрение энергосберегающих технологий с целью экономии энергозатрат на нужды перекачки здесь может быть связана прежде всего с реконструкцией и заменой морально устаревшего и изношенного газотранспортного оборудования, оптимизации технологических режимов работы газопроводов с повышением качества технического обслуживания и ремонта газоперекачивающего оборудования с развитой системой их диагностического состояния.

Увеличение объемов транспортируемого газа может быть достигнуто за счет снижения затрат топливного газа на транспорт. Газовая промышленность, обеспечивая добычу, транспортировку и переработку природного газа является и крупнейшим его потребителем. Технологические процессы требуют больших энергетических затрат, расходы топливного газа в газоперекачивающих агрегатах составляют 80-90% от суммы эксплуатационных затрат на обслуживание ГПА. Зная, что 20% магистральных газопроводов уже отработали нормативный срок службы - 33 года и 40% находятся в эксплуатации 20-33 лет, что в свою очередь приводит к перерасходу топливного газа, проблема экономии природного газа весьма актуальна.

В связи с этим разработка и реализация мероприятий, направленных на повышение эффективности транспорта газов с сокращением энергетических затрат на перекачку, являются важнейшими и наиболее актуальными в данной отрасли. Это положение в значительной степени усиливается, если принимать во внимание непрерывный рост стоимости энергоресурсов, увеличение себестоимости транспорта газа и невозобновляемость его природных ресурсов.

На основание выше сказанного в настоящей работе значительное внимание уделено оценке режимов работы газоперекачивающих агрегатов на КС в условиях переменной подачи газа по газопроводу, ее влияния на число рабочих агрегатов, а также оценке состояния ГПА на КС. Эффективности использования на газопроводах оптимальных типов привода с рассмотрением основных направлений повышения эффективности их работы, разработки новой технологии транспорта газа с использованием ГПА различной единичной мощности в условиях значительных колебаний в подаче газа по газопроводу с целью повышения загрузки и эффективности работы КС с учетом изменения температуры наружного воздуха в разрезе года. Помимо этого в настоящей работе оценено влияние чистки осевого компрессора от загрязнений на повышение мощности и КПД агрегата и рассмотрена стратегия замены физически изношенного и морально устаревшего ГПА на КС.

Степень важности разработки и внедрение энергосберегающих технологий определяется положениями известного федерального закона «Об энергосбережении» (№ 28-фЗ от 3.04.96), а также положениями Концепции энергосбережения отрасли, разработанной и принятой ОАО «Газпром» в 2001г[34].

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Чурикова, Мария Михайловна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Анализ режимов работы магистральных газопроводов показывает, что относительная амплитуда колебаний в центрально-промышленных районах страны в течение года характеризуется величиной относительной амплитуды колебаний в подаче газа (/? ) равной 0,15 - 0,20 и выше.

2. Показано, что среднегодовая гидравлическая загрузка ГПА в зависимости от относительной амплитуды колебаний в подаче газа при ft равных 0,15 - 0,20 находится на уровне 0,65 - 0,70.

3. Проведена оценка влияния технологических и энергетических характеристик работы КС и прилегающих участков газопровода на изменение энергозатрат при транспорте газа.

4. Предложено понятие «эталонного» агрегата, упрощающее,проведение расчетов по оценке эффективности использования конкретных типов ГПА на проектной стадии при проведении модернизации или реконструкции КС.

5. Технико-экономическое сопоставление электроприводных и газотурбинных агрегатов как основных типов привода на КС свидетельствует в пользу ГТУ. Применение электроприводных агрегатов экономически может быть оправданно при цене на газ в 3 — 5 раз выше принятых расчетных цен (1000 рубЛООО м3).

6. Предложено уравнение, определяющее влияние переменной подачи газа по газопроводу на число рабочих ГПА на КС.

7. Показано, что использование агрегатов с различной единичной мощностью в условиях значительных колебаний подачи газа является эффективной энергосберегающей технологией. При этом экономия топливного газа для условной КС с установленной мощностью 50 МВт может достигать 10 — 15 млн. м /год.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Чурикова, Мария Михайловна, Москва

1. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа.-М.: Мингазпром, Союзоргэнергогаз, ВНИИГАЗ, 1986. — 98 с.

2. Ашарина O.K., Хворов Г.А. Оценка эффективности энергосбережения в транспорте газа. // Газовая промышленность, 2006, № 3. с. 12-15.

3. Белоконь Н.И. Термодинамические процессы газотурбинных? двигателей. М.: Недра, 1969. - 128 с.

4. Белоконь Н.И. Термодинамика.- М.: ГЭИ, 1954. 416 с.

5. Богорадовский Г., Шайдак Б., Юдович Б. Б. АОЗТ НИКТИТ Газотурбинный агрегат «Надежда». // Газотурбинные технологии, 2001, № 1. -с. 17-19.

6. Бойко A.M., Будзеляк Б.В., Поршаков Б.П. Состояние и перспективы развития газотранспортной системы страны. Известия вузов, .Нефть и газ. 1997, № 1.-е. 64-74.

7. Бойко1. A.M., Леонтьев Е.В. Концепция энергосбережения в: транспорте газа. / Материалы семинара 2 й?Международношспециализированной выставки «Энергосбережение - 2000» - М.: ООО «ИРЦ Газпром» 2000, март. - с. 28-39.

8. Будзуляк Б.В. Методология повышения эффективности эксплуатации системы трубопроводного транспорта газа на стадии развития и реконструкции. М!. «Недра; 2003. 170 с.

9. Будзуляк Б.В., Пашин С.Т., Китаев С.В., Шаммазов A.M., Байков И;Р. Повышение эффективности режимов работы компрессорных станций. // Газовая промышленность, 2005, № 1. с. 43-46.

10. Будзуляк Б., Шайхутдинов А., Щуровский В. К вопросу о повышении: эффективности транспортировки газа в России. // Газотурбинные технологии; 2005, ноябрь-декабрь, с. 2-4.

11. Бучнев-0:А., Емельяшина ЮШ1 Влияние?цен на газона; реформирование электроэнергетического ' комплекса. // Газовая промышленность,2005, № 1. — с. 14-18.

12. Васильев А., Синицын Ю., Щуровский В. ООО «ВНИИГАЗ». Методы оценки эксплуатационных затрат газотурбинных ГПА в инвестиционных проектах. // Газотурбинные технологии, 2002, № 2. - с. 34-36.

13. Вертепов А.Г. Метод оценки выходных показателей ГТУ в эксплуатационных условиях. // Газовая промышленность, 2001, № 3, с.31-33.

14. Волков М.М. , Михеев A.JL, Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. М.: Недра, 1989. - 286 с.

15. Временные методические указания! по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО «Газпром». М4. ИРЦ «Газпром»,2001.-39 с.

16. Газоперекачивающий агрегат нового поколения «Нева-16» / Агеев Ю., Белов BI, Лобода Б., Юрочкин В., Булычев Н., Куприк В., Губанок И., Кубаров С. // Газотурбинные технологии, 2004, апрель. с. 2-4.

17. Газотурбинные установки на газопроводах / ПоршаковБ.П., Апостолов, А. А., Козаченко А.Н., Никишин В.И. М:.ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. —216с.

18. Газотурбинные энергетические и парогазовые установки. Газоперекачивающие агрегаты: Материалы* НТЦ им. A.M. Люльки. Рыбинск:2002. 12 с.

19. Галиуллин З.Т. Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа. М.: Недра, 1991.-271 с.

20. Завальный П.Н. Оптимизация работы сложной газотранспортной системы. // Газовая промышленность, 2002, № 9: с. 56-59^

21. Загоринский Э.Е., Булатова Н.И. Экономическая> эффективностьприменения электростанций собственных нужд // Газовая промышленность, 2002, № 12.-с. 64-66.

22. Иноземцев А.А., Сулимов- Д.Д., Пожаринский А.А., Торопчин С.В., ОАО «Авиадвигатель» ГТУ-27ПС - Перспективный газотурбинный привод сложного цикла. // Газотурбинные технологии, 2005, № 4. - с. 2-7.

23. Итоги и перспективы. // Газовая'промышленность, 2003, № 2. с.28.32.

24. Калинин А.Ф. Эффективность и регулирование режимов работы систем трубопроводного транспорта природного газа. М.: МПА-Пресс, 2004'. -168 с.

25. Каталог газотурбинного оборудования (Специализированный информационно-аналитический журнал «Газотурбинные технологии»). Рыбинск: ЗАО. // Газотурбинные технологии, 2006. - 240 с.

26. Козаченко А.Н., Никишин В.И. Основы ресурсосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов.- М.: ГАНГ им. И:М. Губкина, 1996. 75 с:

27. Козаченко А.Н'., Никишин В.И., Поршаков Б.П; Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие. - М.': - ГУЩ Издательство

28. Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. 400 с.

29. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М. «Нефть и газ», 1999.-463 с.

30. Комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа на период 2002-2006 гг. М.: ОАО «Газпром», 2001.

31. Концепция энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2001-2010 гг. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. 66 с.

32. Кулишов С., Садыков В. Учет выработки ресурса при эксплуатации газотурбинных двигателей. // Газотурбинные технологии, 2004, апрель. - с. 2-4.

33. Леонтьев Е.В., Стурейко О.П., Щуровский В.А. Стратегия реконструкции газотранспортной системы ОАО «Газпром» // Газовая промышленность, 2003, № 10. с. 63-66.

34. Мельников А.П., Албул В.П., Винниченко Н.В. Оценка газоснабжения в электроэнергетике. // Газовая промышленность, 2006, № 3, с. 73-75.

35. Меньшов Б.Г., Беляев А.В., Ящерицын В.Н. Электроснабжение газотурбинных компрессорных станций магистральных газопроводов. -М.: Недра, 1985.- 164с.

36. Миллер А.Б. Всё наследство «Газпром'а». // "Огонёк", 2001, № 49, с. 22-29.

37. Научное обеспечение создания и внедрения на КС новых и модернизированных типов газотурбинных ГПА. Отчёт по договору 180.07.03. -М., ВНИИГАЗ, 2000. 30 с.

38. Никишин В.И. Энергосберегающие технологии в трубопроводном транспорте природных газов. М.: «Нефть и газ», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1998. 352 с.

39. Никишин В.И. Методология модернизации! и реконструкции компрессорных станций с учетом требований энергосбережения и охраны окружающей среды. М.: ИРЦ Газпром, 1994. - 99 с.

40. Никишин В.И. Термодинамика газотурбинных установок. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2000. - 81 с.

41. Новоселов Е.Ф., Гольянов А.И., Муфтаков Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. - М. Недра, 1982. -136 с.

42. Основы энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов / Поршаков Б.П., Апостолов А.А., Калинин А.Ф., Купцов С.М., Лопатин А.С., Шотиди К.Х. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 180 с.

43. Основные направления развития и технико-технологические решения в газоперекачивающей технике для компрессорных станций/ Материалы научно-технического совета ОАО «Газпром», Москва, 2007, июнь.

44. Перечень приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2002-2006 гг.- М.: ИРЦ Газпром, 2002. 14 с.

45. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. / Б.П. Поршаков, А.С. Лопатин, A.M. Назарьина, А.С. Рябченко.- М.: Недра, 1992. 207 с.

46. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки для транспорта1 газа и бурения,скважин. М.: Недра, 1982. 183 с.

47. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки: Учебн. для вузов.- М.: Недра, 1992.-216 с.

48. Поршаков Б.П. Исследование особенностей использования газотурбинных установок на компрессорных станциях магистральных газопроводов: Автореф. Дис. докт. техн. наук.- М., 1972. 34с.

49. Реализация работ по энергосбережению в ОАО «Газпром» (И.Ш. Сайфуллин, Е.В. Дедиков, В.Г. Шептуцолов, Г.А. Хворов, Д.А. Крылов). «Газовая промышленность», 2005; №4. с. 84-86.

50. Ремизов В.В:, Зарицкий С.П., ЛопатинА.С. Целевая.комплексная программа noi созданию отраслевой-системы диагностики обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций РАО «Газпром».

51. М.: ИРЦ РАО «Газпром», 1996.

52. Российская газовая энциклопедия / Р.И.Вяхирев, Н.К.Байбаков и др. М.: НИ «Большая российская энцикллпедия», 2004. 527 с.

53. Седых А.Д. Потери газа на объектах магистрального транспорта. -М: ИРЦ Газпром, 1993.

54. Седых А.Д., Галиуллин З.Т., Одишария Г.Э. Прогноз научно-технического прогресса в магистральном транспорте газа до 2015 года.- В кн: Юбилейный сб. науч. трудов "50 лет газопроводу Саратов-Москва", т. 1, М.: ИРЦ Газпром, 1996. с. 121-141.

55. Седых 3.С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом: Справ, пособие.- М.: Недра. 203 с.5 8. Скубачевский Г.С. Авиационные газотурбинные двигатели. Конструкция и расчет двигателей. М. : Машиностроение, 1965. - 451с.

56. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.60; Соколовский М.И. Новые образцы оборудования, разработанные в рамках конверсии ОАО НПО «Искра» по заказу ОАО «Газпром» ( «Наука и техника в газовой промышленности», 1993 : 79 с.

57. Федеральный закон Российской Федерации №28-ФЗ от 3" апреля 1996 г. «Об энергосбережении». Принят Государственной Думой 13 марта 1996 г., одобрен Советом Федерации 20 марта 1996 г.

58. Челазнов А.А., Герасенков А.А., Даки Н.В., Великий С.Н; Использование регулируемого электропривода в транспорте газа «Газовая промышленность», 2005, № 11 с.27-28.

59. Чурикова М.М. Методология выбора числа и типа ГПА на КС // Научно-технический сборник «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2006, № 2. - с. 85-88.

60. Чурикова М.М. Окупаемость ГПА как фактор конкурентоспособности // «Управление качеством в нефтегазовом комплексе», 2008, № 3. с. 9-11.

61. Чурикова М.М. Технико-экономическое обоснование сроков замены газотурбинных агрегатов на компрессорных станциях // «Нефть, газ и бизнес», 2008, № 10. с. 71-72.

62. Чурикова М.М. Влияние переменной подачи газа по газопроводу на число рабочих агрегатов компрессорной станции // «Управление качеством в нефтегазовом.комплексе», 2008, № 4. с. 58-59.

63. Щуровский В.А. Выбор энергопривода для компрессорных станций магистральных газопроводов. // Газовая промышленность, 2005, №11-с. 23-26.

64. Щуровский В.А., Зайцев Ю.А. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. М.: Недра, 1994. - 196 с.

65. Щуровский' В.А. Исследование эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом на компрессорных станциях магистральных газопроводов: Автореф. дис. . канд. тех. наук.-М., 1972.-20с.

66. Щуровский В.А., Левыкин А.П. Загрязнение и очистка проточных частей осевых компрессоров газотурбинных установок. — М. ВНИИЭгаз пром. Обз. информация. Серия: Транспорт и хранение газа, 1986, вып.11.

67. Щуровский В. Новое поколение ГТУ для магистральных газопроводов. // Газотурбинные технологии, 1999, июль-август. с. 8-13.

68. Щуровский В.А. Состояние и перспективы применения газотурбинных и компрессорных- технологий. // Газовая промышленность, 2003, № 2.-с. 41-44.

69. Щуровский В.А., Синицын Ю.Н. Оценка экономии топливного газа при реконструкции компрессорных станций. // Научно-техническийq kjсборник «Проблемы энергосбережения в газовой промышленности». М.: «ИРЦ Газпром», 1999, № 1-2.-с. 19-26.

70. Энергосбережение в трубопроводном транспорте газа. Апостолов А.А., Бикчентай Р.Н., Бойко A.M. и др. М. ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - 176 с.

71. Энергосберегающие технологии при магистральном транспорте природного газа / Поршаков Б.П., Калинин А.Ф., Купцов С.М., Лопатин А.С., Шотиди К.Х. М.: МПА - Пресс, 2006. - 311 с.

72. Энергосберегающие технологии газовой индустрии/Под ред. А.И.Гриценко.- М.: 1995. 272 с.