Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Эффективность использования различных типов энергопривода на компрессорных станциях

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

Автореферат диссертации по теме "Эффективность использования различных типов энергопривода на компрессорных станциях"

На правах рукописи

ДЯЧЕНКО АЛЕКСЕЙ ИГОРЕВИЧ

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАЗЛИЧНЫХ типов ЭНЕРГОПРИВОДА НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ» (технические науки)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2004 г.

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

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущее предприятие:

доктор технических наук профессор Лопатин A.C. доктор технических наук профессор Козобков A.A. кандидат технических наук Егоров И.Ф.

ООО «Мострансгаз»

Защита состоится " " АнрелД. 2004 г. в час, в ауд.£^£_на заседании 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 им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан " 26 " 2004 г. Ученый секретарь

диссертационного совета . ,/

доктор технических наук, профессор 1 [{'У ^ Г С.Г. Иванцова

' ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Одной из основных проблем, стоящих перед газовой промышленностью и определяющих перспективы ее дальнейшего развития, можно назвать проблему снижения расхода энергоресурсов на нужды отрасли. В настоящее время, когда отрасль добывает немногим более 500 млрд. м3 газа в год и имеет на большинстве месторождений падающую добычу газа, ежегодно расходуя на собственные нужды около 45-50 млрд. м3 газа и порядка 12-15 млрд. кВт'Ч в год электроэнергии, эта проблема выглядит особенно остро.

Анализ структуры и масштабов потребления топливно-энергетических ресурсов по отрасли свидетельствует о том, что их расходы составляют около 80 млн. т. у. т. или примерно 9% от всего национального потребления первичных энергоресурсов. При этом расход энергоресурсов в наибольшей степени приходится на магистральный транспорт газа из отдаленных районов страны в центральные и промышленные регионы России (свыше 80%).

Это свидетельствует о том, что проблема снижения затрат энергоресурсов по отрасли, в первую очередь, должна быть направлена на повышение эффективности работы магистральных газопроводов и, прежде всего, компрессорных станций (КС) как основных потребителей топливно-энергетических ресурсов.

Следует отметить, что энергозатраты на транспорт газа во многом определяются оптимальным выбором вида энергопривода КС при сооружении и реконструкции газотранспортных систем, эффективностью эксплуатации электроприводных и газотурбинных газоперекачивающих агрегатов (ГПА), основных типов энергопривода компрессорных станций ОАО «Газпром».

Исследования в данном направлении работы проводились неоднократно многими авторами и организациями. Однако, изменение коньюктуры цен на электрическую энергию и природный газ, появ^едце вне"

БИБЛИОТЕКА С. Петербург

дрение энергосберегающих технологий транспорта газа с учетом все возрастающего объема предстоящих работ по реконструкции и техническому перевооружению магистральных газопроводов требуют периодического возобновления исследований в указанном направлении.

В связи с вышеизложенным целью днссертацноннон работы является сопоставление основных видов энергопривода компрессорных станций в современных условиях и разработка методов повышения эффективности их использования на магистральных газопроводах.

Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:

• исследовать режимы работы магистральных газопроводов в течение года;

в провести анализ состояния ГПА на компрессорных станциях;

в проанализировать особенности использования газотурбинных и электроприводных агрегатов на КС;

• рассмотреть энергосберегающие технологии при использовании различных видов энергопривода на компрессорных станциях;

• разработать метод технико-экономического сопоставления газотурбинного и электрического видов привода при замене единичных ГПА на КС и в условиях реконструкции компрессорной станции;

• провести комплексные расчеты по определению дисконтированных затрат при реконструкции КС с учетом неравномерности подачи газа по газопроводу.

• разработать систему оценки экономии топливного газа в условиях замены физически изношенных и морально устаревших агрегатов на новые и определить возможную экономию топливного газа при реконструкции агрегатов различной мощности;

• оценить экономию топливного газа при реконструкции регенеративных газотурбинных установок (ГГУ) с заменой пластинчатых регенераторов

на трубчатые с одновременным повышением численного значения коэффициента регенерации;

• рассмотреть и предложить модели оптимизации работы ГПА и КС по условию минимума затрат топливного газа на нужды перекачки;

• исследовать вопросы совместной работы электроприводных и газотурбинных агрегатов на КС;

• разработать технико-экономические подходы к определению оптимальных сроков эксплуатации ГПА на компрессорных станциях.

Научная новнзна работы заключается, прежде всего, в том, что автором впервые:

• исследованы и аналитически описаны режимы работы магистрального газопровода по кварталам года;

• предложен метод технико-экономического сопоставления газотурбинного и электрического видов привода в современных условиях при замене единичных газоперекачивающих агрегатов на КС и реконструкции всей компрессорной станции;

• предложено уравнение для оценки экономии топливного газа в условиях замены физически изношенных и морально устаревших агрегатов на новые;

• предложен комплекс энергосберегающих технологий при использовании различных типов электропривода КС.

Практическая ценность и внедпенне результатов работы.

Практическая ценность работы заключается в том, что она выполнялась исходя из конкретных потребностей отрасли и направлена на реализацию «Концепции энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2001-2010 г.г.», «Комплексной программы реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа, ДКС и КС ПХГ на период 2002-2006 г.г.» и «Целевой комплексной программы по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций

ОАО «Газпром»». Методика сопоставления различных видов энергопривода предложена для использования в ОАО «Газпром».

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований автора докладывались, обсуждались и получили положительную оценку:

• на XXI тематическом семинаре «Диагностика оборудования и трубопроводов КС», г. Светлогорск, 2002 г.;

• на 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003 г.;

• на 5-ой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, сентябрь 2003 г.;

• на IV международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта», Ново-полоцк, 2003 г.;

• на XXII тематическом семинаре «Диагностика оборудования и трубопроводов КС», г. Светлогорск, сентябрь 2003 г.;

• на заседании кафедры «Термодинамика и тепловые двигатели» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина (февраль 2004 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ.

Структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав с выводами по каждой главе, основных выводов, 19 таблиц, 25 рисунков и списка литературы из 80 наименований общим объемом 146 страниц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертации, сформулирована цель, научная и практическая ценность работы, обозначена проблема снижения расхода природного газа на нужды отрасли. Решение этой проблемы должно быть направлено на повышение эффективности работы газотурбинных и электроприводных компрессорных станций.

В первой главе проведен анализ состояния и перспектив развития газотранспортного оборудования компрессорных станций магистральных газо-

I

проводов (МГ): выделены основные этапы развития единой системы газоснабжения (ЕСГ) страны, рассмотрен состав ЕСГ, в которую входят 22 га. зотранспортных предприятия и около 250 КС, приведены основные показатели компрессорного парка ОАО «Газпром».

Наибольший удельный вес в структуре парка ГПА имеют газотурбинные газоперекачивающих агрегаты (ГГПА) - около 75%, из которых около 65% -на базе стационарных ГТУ и около 35% - на базе авиационных и судовых ГТУ. Электроприводные ГПА (ЭГПА) составляют около 18%, а газомото-компрессоры (ГМК) - около 7%.

По установленной мощности газотурбинные ГПА составляют примерно 85,5% от общей мощности парка ГПА ОАО «Газпром», в то время как электроприводные = 13,5%, а газомотокомпрессоры ~ 1%.

У каждого из указанных видов привода есть свои плюсы и минусы, потенциальные возможности и ограничения дальнейшего развития, совершенствования и повышения эффективности использования. ( Проведен анализ технико-экономических показателей работы ГПА, по-

казавший, что основу парка ГПА ОАО «Газпром» составляют агрегаты со сроком эксплуатации 10-25 лет, значительная часть парка ГПА физически изношена и морально устарела (рис. 1), а их показатели надежности и эффективности не соответствуют требованиям ГОСТа.

£ 1800

° 1600

о

З5 1400 1200 1000 800 600 400 200 0

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Год

Рис. 1. Прогноз выработки ресурса и замены газотурбинных ГПА.

В этих условиях кардинальным средством повышения надежности и эффективности транспорта газа являются реконструкция и модернизация КС.

Рассмотрена программа технического перевооружения газотранспортной системы ОАО «Газпром», базирующаяся на прогнозе дальнейшего функционирования, прежде всего, парка газотурбинных ГПА. Представлены основные направления модернизации и показатели ГГПА нового поколения.

Отмечено, что в связи с заметным изменением в последние годы цен на энергоносители и необходимостью повышения эффективности транспорта газов не исключен возврат к расширенному использованию на КС регенеративных ГТУ и использованию установок парогазового цикла (ПГУ), сочетающих в себе достоинства газотурбинных и паровых установок.

Дальнейшее развитие газотранспортных систем будет осуществляться в основном в направлении совершенствования газотурбинного привода.

Параллельно с газотурбинным приводом будет развиваться и совершенствоваться электрический вид привода (прежде всего в направлении создания регулируемого типа привода по частоте вращения силового вала).

Рассмотрены особенности эксплуатации газотурбинных и электроприводных агрегатов, их преимущества и недостатки. Проведен анализ эксплуатационных показателей основных типов ГГПА и ЭГПА, установленных на КС ОАО «Газпром». Показано, что в последние годы наметилась тенденция сокращения использования ЭГПА с одновременным повышением времени использования ГТУ (рис. 2).

Год

Рис. 2. Сравнительное время эксплуатации энергоприводных и газотурбинных агрегатов на КС в период 1991 - 2002 г.г.

Это связано как с конъюнктурой цен на электроэнергию и топливный газ, так и с ненадежностью энергоснабжения КС. Суммарный простой КС из-за перерыва в электроснабжении достигает сотен часов в год, а доля вызван-

ных этим аварийных остановок достигает величины 40 и более процентов от общего числа аварийных остановок электроприводных ГПА.

Исследованы режимы работы магистральных газопроводов по кварталам года и из года в год, характеризующиеся неравномерностью подачи газа, что в свою очередь приводит к неравномерному использованию установленного оборудования, его простою, снижению среднегодовой загрузки ГПА и, как следствие, перерасходу топливного газа из-за отклонения режимов работы станции от оптимальных.

Исследования колебаний в подаче газа через КС в течение годовых циклов работы станции осуществлялось целым рядом исследователей. В настоящей работе сделана попытка проанализировать эти колебания поквартально, что позволяет полнее проследить изменения в подаче газа и на основе этого лучше спрогнозировать режимы работы ГПА в течение года.

Показано, что в условиях переменного режима работы КС ГПА должны иметь значительный диапазон регулирования по частоте вращения, так как число рабочих агрегатов на КС определяется соотношением:

где Nтм,гп. и N.. - соответственно, минимальная и максимальная мощности установленных на КС ГПА; П - диапазон изменения мощности ГПА; р - относительная амплитуда колебаний производительности МГ.

Из соотношения (1) следует, что газотурбинные установки имеют несомненное преимущество перед электродвигателем, для которого П = 1.

Сложившаяся тенденция роста цен на энергоносители предопределяет необходимость перехода к энергосберегающей технологии транспорта газа.

Представляется, что в условиях ограниченного строительства новых газопроводов значительная часть экономии энергоресурсов может быть достигнута за счет реконструкции газотранспортных систем - замены и модер-

(1)

низации устаревших неэкономичных ГПА, повышения эффективности низконапорных режимов транспорта газа с использованием сменной проточной части нагнетателей для работы в оптимальной зоне их характеристик.

Следует особо отметить, что все намечаемые мероприятия по энергосбережению должны быть ранжированы по величине получаемой экономии с использованием соответствующих термодинамических, газодинамических и основанных на них технико-экономических расчетах'.

Определение степени экономического эффекта по повышению КПД собственно ГПА с ранжированием полученной эффективности от проведения того или иного мероприятия можно осуществить по следующему критерию:

(2)

Дл,-

где Ц, - денежные затраты, связанные с проведением тех или иных мероприятий по повышению КПД агрегата; Дг|гп1 - уровень повышения КПД установки от проведения различных мероприятий.

Во второй главе предложен метод технико-экономического сопоставления газотурбинного и электрического видов привода при замене единичных ГПА на КС и в условиях реконструкции всей станции.

Вопросам сопоставления электрического и газотурбинного типа привода на газопроводах уделялось и постоянно уделяется достаточное внимание. Исследования проводились многими авторами и организациями, что в определенной степени свидетельствует о важности предмета исследования и трудности решения поставленной задачи. Это объясняется в основном двумя причинами. С одной стороны газотурбинные и электроприводные ГПА являются основными видами привода КС, а с другой стороны - постоянно меняющиеся цены на оборудование, топливный газ и электроэнергию вызывают необходимость периодически возобновлять технико-экономические рас-

четы по обоснованию и выбору оптимального вида энергопривода КС, особенно в период реконструкции и модернизации газотранспортных систем.

Следует отметить, что задача технико-экономического сопоставления и выбора вида энергопривода ГПА возникает как при проектировании КС, когда необходимо выбрать вид привода при строительстве новой станции, так и при реконструкции КС, когда происходит частичная замена физически изношенных и морально устаревших агрегатов на ГПА нового поколения и эксплуатации, когда решается задача определения целесообразности использования того или иного вида установленного на станции привода.

Решение каждой из указанных задач имеет свои особенности. В то же время можно выделить и ряд общих характерных черт.

Одним из подходов к решению задачи о выборе типа энергопривода может служить метод, в котором в качестве критериев выбора используются расход топливного газа и денежных средств на выработку одного кВт-ч энергии на муфте нагнетателя. Оптимальным считается тот вид энергопривода, при использовании которого эти критерии минимальны.

При определении оптимального вида привода в расчеты целесообразно вводить лишь переменные величины, зависящие от особенностей сравниваемых вариантов как по капиталовложениям, так и по издержкам производства.

В качестве одного из критериев оценки при сопоставлении вариантов энергопривода можно принять численное значение КПД на валу нагнетателя.

Вопрос определения приведенного КПД на муфте нагнетателя при использовании газотурбинных агрегатов решается относительно просто, исходя, прежде всего, из паспортных данных о КПД установок, их текущего состояния и режимах работы ГПА на газопроводе.

Сложнее обстоит дело с определением приведенного КПД на муфте нагнетателя при использовании электропривода, как привода неавтономного, в силу его зависимости от многих факторов вне КС, и, прежде всего, от КПД

тепловых электростанций (ГЭС), вырабатывающих эту электроэнергию, транспортируемую в ряде случаев на десятки километров.

В общем виде приведенный КПД на муфте нагнетателя при использовании электропривода можно определить по соотношению:

Лпр =Т1хТ1п,11Т1п.п«.Т1»»1Т1м (3)

где - КПД собственно электростанции; г|тр11 и т^пон - КПД, соответственно, повышающих и понижающих трансформаторов; г|л,„ - КПД линий электропередачи; т|эл - КПД собственно электродвигателя и его редуктора.

Как показали расчеты, приведенный КПД на муфте нагнетателя при питании КС электроэнергией от ТЭС составляет величину порядка 32%.

Если принять во внимание, что тепловые электростанции практически достигли своих предельных значений по КПД при данных параметрах пара, то рассчитывать на существенное повышение приведенного КПД на муфте нагнетателя при использовании на КС электропривода не приходится. Использование же на КС регулируемого по частоте вращения электропривода приведет к снижению приведенного КПД на муфте нагнетателя еще на 3+4%.

Одновременно следует отметить, что реальные показатели ГТУ нового поколения уже сегодня находятся на уровне 34*36%, что свидетельствует о том, что приведенный КПД на валу нагнетателя у газотурбинного привода будет значительно выше, чем у ЭГПА.

Следует отметить, что определенным сдерживающим фактором использования ЭГПА является относительно высокая стоимость электрической энергии при централизованных поставках.

В первом приближении именно соотношение цен на энергоносители и определяет в большей степени области рационального использования газотурбинного и электрического видов привода.

Результаты расчетов по определению затрат на выработку 1 кВт-ч энергии при использовании газотурбинного и электрического видов привода по-

зволяют определить области рационального использования ГТУ и электропривода по соотношению цен на энергоносители и КПД, например, газотурбинного двигателя (рис. 3).

Рис. 3. Области рационального использования газотурбинных и электроприводных ГПА

Показано, что при существующих ценах на электроэнергию и топливный газ стоимость одного кВт-ч энергии у газотурбинных агрегатов примерно в 2,5 - 3 раза ниже, чем у электроприводных.

В условиях строительства новой КС или реконструкции компрессорной станции капитальные вложения носят, как правило, разновременный характер. В связи с этим технико-экономическое сопоставление сравниваемых типов энергопривода необходимо проводить с использованием метода дисконтированных затрат, приведенных к первому году строительства или реконструкции станции.

Приведение разновременных затрат и получаемых результатов всех лет реконструкции КС к расчетному году осуществляется путем умножения по-

лучаемого экономического эффекта от использования того или иного вида привода за расчетный период работы оборудования (Э = Р - 3) на так называемый коэффициент приведения, а, = (1 + Ен)~':

Э = 1(Р-3)(1 + Е11Г', (4)

и

где Р - прибыль от использования того или иного вида используемого оборудования; 3 - затраты, связанные с использованием данного вида оборудования; Е„ - норматив приведения разновременных затрат и получения результатов прибыли, численно равный нормативу эффективности капитальных вложений; I -год, затраты и полученные результаты которого приводятся к начальному году реконструкции.

В силу особенностей рабочего процесса газотурбинного двигателя, когда его мощность в течение года в отличие от электроприводных ГПА изменяется при изменении температуры наружного воздуха, соотношение для определения экономического эффекта целесообразно относить к среднегодовой суммарной мощности, выработанной на валу нагнетателей (а-М0-Т). В этом случае соотношение (4) принимает вид:

Ы а-Ы0-Т

где Ысиом - номинальная мощность установленного агрегата; а - среднегодовой коэффициент загрузки агрегатов; Т - общее число часов работы агрегата в году, час/год.

При выборе исходных данных для сопоставления газотурбинного и электрического типов ГПА использовались справочные материалы, а также фактические данные ОАО «Газпром» и ООО «Мострансгаз».

Технико-экономическое сопоставление газотурбинного и электрического типов привода по критерию стоимости кВт-ч энергии на валу нагнетателя осуществлялось по двум вариантам.

Во-первых, исходя из условий, что реконструкция цеха осуществляется на примере только одного агрегата и что на существующие фундаменты агрегат может быть установлен в течение одного года.

Во-вторых, исходя из условий, что реконструкция осуществляется с заменой всех агрегатов и в течение нескольких лет.

По результатам расчета показано существенное преимущество исполь-

1

зования ГГПА сравнительно с ЭГПА из-за значительно более низкой стоимости выработки энергии на валу нагнетателя при их использовании.

Одновременно отмечается, что в ряде регионов страны с низкой стоимостью электроэнергии электроприводные ГПА с экономической точки зрения могут быть и сопоставимы с газотурбинными. Это может проявиться при реконструкции КС с заменой одних электроприводных ГПА на другие, когда не возникает необходимость в строительстве трансформаторных станций, ЛЭП и т.п. и может сказываться высокая стоимость ГГПА и их относительно невысокий срок эксплуатации до проведения капитальных ремонтов.

В третьей главе рассмотрены энергосберегающие технологии транспорта газа в условиях использования различных типов энергопривода.

Анализ работы компрессорных станций на различных газопроводах страны и, в частности, в ООО «Мострансгаз», которое в данной работе представлено как полигон для исследований, показывает, что в настоящее время значительная часть ГПА на КС имеют эксплуатационный КПД существенно ниже паспортного значения, что приводит к значительному перерасходу топливного газа на нужды перекачки. Это связано с двумя факторами - снижением технического состояния ГПА (что, в конечном счете, приводит к необходимости их замены) и их недозагрузкой (что требует решения задачи оптимизации режима работы КС).

Возможная экономия топливного газа за год в условиях замены изношенного агрегата на ГПА равной мощности может быть подсчитана по следующему соотношению:

^ „ ^СНОМ . 1 __ 1

<2! и« л„,

(6)

где В - расчетная годовая экономия топливного газа; иом - номинальная мощность ГПА, кВт; Кш- среднестатистический годовой коэффициент загрузки агрегатов, учитывающий переменный режим работы ГПА в течение года; г|ст и г|„ - соответственно численные значения КПД «старого» и «нового» агрегатов; - низшая рабочая теплота сгорания топлива.

С использованием соотношения (6) определена экономия топливного газа при замене «старых» агрегатов на «новые» в условиях их равенства по мощности для основных типов ГПА. Показано, что при существующих ценах на газ и оборудование наиболее быстро (3-5 лет) за счет экономии расхода топливного газа будут окупаться агрегаты мощностью 16 и 25 МВт.

Практически замена устаревших ГПА должна проводиться только на основе результатов диагностического обследования.

Одним из направлений снижения энергозатрат на транспорт газа является реконструкция регенеративных установок.

Опыт эксплуатации ГТУ с регенераторами пластинчатого типа без тепловых компенсаторов, которыми были оборудованы ранее все типы регенеративных ГТУ, показал, что эти регенераторы характеризовались наличием большого количества утечек через неплотности пластин и оказались неремонтопригодными в условиях КС. Это, в свою очередь, приводило к значительному снижению мощности и КПД установки в процессе эксплуатации.

Производство регенераторов нового поколения дает возможность осуществить замену эксплуатируемых пластинчатых регенераторов на трубча-

тые с одновременным повышением численного значения коэффициента регенерации теплоты отходящих газов до уровня 0,80-0,85 против примерно 0,66-0,68 в существующих пластинчатых регенераторах производства НЗЛ.

Относительную экономию топлива при переходе с одного типа регенератора на другой за счет повышения численного значения коэффициента регенерации с ф, до <рг в условиях сохранения мощности ГТУ на прежнем уровне можно определить по соотношению

£ =

1-

л.с-0-Ч

Ф, ~Ф, 1-<р,

(7)

где г)с - КПД ГТУ на режиме работы агрегата при коэффициенте регенерации ф,; г|к - КПД камеры сгорания, X - соотношение мощностей осевого компрессора и газовой турбины на номинальном режиме работы ГТУ.

Промышленные испытания, проведенные при замене регенераторов пластинчатого типа на трубчатые на агрегатах типа ГТ-750-6М («ДОН») КС «Истье» и ГТ-750-6 КС «Воскресенск», свидетельствуют о целесообразности проведения подобных вариантов реконструкции агрегатов на КС.

Результаты расчетных и экспериментальных исследований свидетельствуют о том, что регенерация теплоты отходящих газов в настоящее время может составлять значительную статью снижения энергетических затрат на транспорт газа по газопроводам.

В то же время, вывод в пользу использования регенеративных установок должен опираться на результаты технико-экономических расчетов с определением сроков окупаемости проведенной модернизации.

Проведено исследование изменения численного значения коэффициента регенерации на частичных нагрузках. Анализ полученных результатов свидетельствует о том, что увеличение коэффициента теплопередачи на частичных нагрузках осуществляется главным образом за счет увеличения численной разности температур между нагревающим и нагреваемым потоками в ус-

ловиях аккумулирования теплоты стенками регенератора и, как следствие, увеличения численного значения критерия Стантона при уменьшении численного значения критерия Рейнольдса.

Результаты расчетов одновременно свидетельствуют о стабилизации КПД ГТУ на частичных нагрузках работы ГПА, улучшении температурного режима лопаток и дисков газовой турбины, например, при внезапном потухании факела камеры сгорания.

В последние годы делаются попытки перевода импортных ГПА типа ГТК-25И и ГТК-10И для работы по регенеративному циклу. Опыт перевода установки ГТК-25И на регенеративный цикл на КС «Первомайская» показал, что относительная экономия топливного газа составила величину порядка 20%, КПД вырос с величины « 28% до « 33%, снижение мощности установки за счет гидравлических сопротивлений составило примерно 3%. В то же время, при существующих ценах на газ срок окупаемости такого рода реконструкции составляет 18-20 лет, что свидетельствует 9 ее неэффективности.

Кроме больших расходов на модернизацию установок такого рода необходимо учесть, что в самом процессе проектирования любой ГТУ каждый ее элемент настолько тесно увязывается с характеристиками работы других ее элементов, что замена одного, имеющего даже лучшие показатели, не обязательно приводит к улучшению показателей установки в целом.

Переход к системе эксплуатации и обслуживания оборудования КС ОАО «Газпром» «по состоянию», предусмотренный Целевой комплексной программой по разработке и внедрению отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций ОАО «Газпром», предполагает и решение вопроса оптимизации режима работы КС с учетом реального технического состояния ГПА.

Задача оптимизации режимов работы КС может решаться только в рамках оптимизации режима работы МГ в целом и фактически сводится к оптимизации схемы компримирования газа с учетом реального технического со-

стояния ГПА с целью минимизации энергозатрат в натуральном или стоимостном выражении при заданном режиме работы станции в целом.

Решение этой задачи невозможно без применения методов термогазодинамической диагностики для постоянного контроля технического состояния ГПА. Причем именно оптимизация режимов работы ГПА с учетом их технического состояния и предопределяет высокую экономическую эффективность применения методов термогазодинамической диагностики.

Задача оптимизации режима работы КС может быть сведена к следующему.

На первом этапе, учитывая, что один и тот же объем газа при заданной степени сжатия газа может быть перекачан, как правило, при различных схемах соединения агрегатов, необходимо, используя термогазодинамическую модель КС, определить оптимальную схему работы станции.

На втором этапе для выбранной схемы КС необходимо, используя термогазодинамическую модель ГПА, выбрать на основе вариантных расчетов по объемному расходу газа такой режим работы агрегатов, при котором топливно-энергетические затраты на транспортировку газа (для газотурбинных КС - суммарный расход топливного газа, для электроприводных КС - суммарная потребляемая мощность) были бы минимальны.

Проведено исследование по выбору оптимальной степени сжатия на КС, исходя из условия минимальной работы сжатия по каждой паре последовательно расположенных станций при использовании на КС аппаратов воздушного охлаждения (ABO).

Оптимальное распределение суммарной степени сжатия газа ек по станциям по условию минимума работы сжатия может быть получено путем нахождения экстремума указанной функции при заданном соотношении температур газа на входе КС (Т2/Т| = idem)

е., J1-; <8>

VTi л«,

где r|ki - приведенные относительные КПД процесса сжатия по первой и второй станции, i = 1,2.

Подобный же анализ может быть проведен и по глубине охлаждения газа в ABO с целью получения минимальной работы сжатия и соответствующей экономии энергозатрат.

Реконструкция КС, как отмечалось выше, является одним из наиболее действенных методов сокращения энергозатрат на транспорт газа.

Решение вопроса о замене «старого» агрегата на «новый» должно определяться условием, что эксплуатационные затраты по «новому» агрегату будут меньше соответствующих затрат по заменяемому агрегату на величину, которая не только полностью перекроет за нормативный срок окупаемости расходы на приобретение «нового» ГПА и вспомогательного оборудования, его доставку, монтаж и проведение пусконаладочных работ, но и обеспечит определенную прибыль

(3,С-3,„)-ДТЖ, (9)

где 31С и 3)Н - эксплуатационные затраты соответственно по «старому» и «новому» агрегатам; ДТ - время, оставшееся для «старого» ГПА до конца эксплуатации; К - суммарная стоимость нового ГПА со вспомогательным оборудованием, расходами по его доставке на КС, монтажу и т.д.

Учитывая, что основной определяющей статьей эксплуатационных расходов по газотурбинным КС являются, прежде всего, расходы на топливный газ для ГТУ, соотношение (9) может быть представлено в виде:

[е. • в.о) - в. • в„(0] • дт • r > s„„ + s а), (Ю)

где Вс(1) и Ви(1)- расходы топливного газа, соответственно, для «старого» и «нового» ГПА в зависимости от времени; Я - цена топливного газа; 8ша - стоимость нового агрегата; 8,щорт(0 - остаточная стоимость «старого» агрегата и амортизационные отчисления на «новый» ГПА за время и §с и - коэффициенты, учитывающие затраты на масло, материалы и т.д., соответственно, для «старого» и «нового» агрегатов.

В тоже время реальные сроки замены «старых» и окупаемости «новых» агрегатов должны определятся по методу дисконтированных затрат.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Проведен анализ неравномерности подачи газа по магистральным газопроводам и получено его аналитическое описание по кварталам года.

2. Предложена методика технико-экономического сопоставления газотурбинного и электрического видов привода в современных условиях при замене единичных ГПА на КС и реконструкции компрессорной станции. В качестве основного критерия при сопоставлении различных ГПА выбрана и обоснована стоимость кВт-ч энергии выработанной агрегатами на валу нагнетателя.

3. Проведены развернутые комплексные расчеты по определению дисконтированных затрат при реконструкции КС с учетом неравномерности подачи газа по газопроводу, свидетельствующие в пользу несомненного преимущества газотурбинных агрегатов по сравнению с электроприводными. При существующих ценах на электроэнергию и топливный газ стоимость одного кВт-ч энергии у газотурбинных агрегатов примерно в 2,5-3 раза ниже, чем у электроприводных.

4. Предложены уравнения для оценки экономии топливного газа в условиях замены физически изношенных и морально устаревших агрегатов на новые, определения сроков эксплуатации и окупаемости ГПА на компрессорных станциях.

5. Проведена оценка экономии топливного газа при реконструкции регенеративных ГТУ с заменой пластинчатых регенераторов на трубчатые с повышением численного значения коэффициента регенерации.

6. Предложены модели оптимизации режимов работы компрессорных станций по условию минимума затрат топливного газа на нужды перекачки.

ч 7. Исследована возможность регулирования режимов работы КС при совместном использовании газотурбинных и электроприводных агрегатов.

Основные положения диссертационных исследований опубликованы в следующих печатных работах:

1. Дяченко А.И. Энергосбережение при реконструкции и модернизации компрессорных станций/Тез. докл. 54-ой межвуз. студ. науч. конф. «Нефть и газ - 2000», М.: РГУ нефти и газа, 2000., с. 28.

2. Дяченко А.И., Лопатин A.C. Термодинамическая классификация расчетных уравнений работы сжатия газа в нагнетателях/Науч.-техн. сб. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт», № 1, М.: РГУ нефти и газа, 2000, с. 94-95.

3. Дяченко А.И. Оценка технического состояния и основных технологических показателей газотурбинных газоперекачивающих агрегатов/Тез. докл. 55-ой юбилейной межвуз. студ. науч. конф. «Нефть и газ -2001», М.: РГУ нефти и газа, 2001, с. 30.

4. Дяченко А.И., Лопатин A.C., Поршаков Б.П. Выбор вида энергопривода КС/Науч.-техн. сб. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт», №3, М.: РГУ нефти и газа, 2001, с.92-94.

5. Дяченко А.И., Лопатин A.C. Оптимизация выбора энергопривода компрессорных станций/Сб. докл. XXI тематич. семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов КС». - М.: ИРЦ «Газпром», 2002, с. 92-96.

6. Дяченко А.И. Выбор вида энергопривода при реконструкции компрессорной станции/Сб. докл. 5-ой науч.-техн. конф. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», М.: РГУнефти и газа, 2003, с. 5-9.

7. Дяченко А.И. Совместное использование газотурбинного и электрического видов привода на газопроводах/Тез. докл. 5-ой Всеросс. конф. мол. уч., спец. и студ. по проблемам газовой промышленности России, М.: РГУ нефти и газа, 2003, с. 47.

8. Дяченко А.И., Лопатин A.C., Поршаков Б.П. Обоснование выбора энергопривода при реконструкции компрессорных станций магистральных газопроводов/Тез. докл. IV межд. науч.-техн. конф. «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта», Новополоцк: УО «ПГУ», 2003., с. 92.

9. Дяченко А.И., Калинин А.Ф., Лопатин А.С.Оптимизация схем ком-примирования природного газа на КС/Матер. XXII тематич. семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов КС». - М.: ИРЦ «Газпром», 2003, с. 84-88.

Ю.Оценка эффективности использования газотурбинных и электроприводных агрегатов на компрессорных станциях/А.И Дяченко, А.Ф.Калинин, А.С.Лопатин и др.- Матер. XXII тематич. семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов КС». - М.: ИРЦ «Газпром», 2003, с. 81-84.

Н.Воробьева Т.В., Дяченко А.И. Оценка эксплуатационных затрат газотурбинных и электроприводных ГПА/Тез. докл. конф. аспир., молод, препод, и сотр. вузов и науч. орг. «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», М.: РГУ нефти и газа, 2004., с. 24.

12.Дяченко А.И. Энергосберегающие технологии транспорта природных газов/Тез. докл. конф. аспир., молод, препод, и сотр. вузов и науч. орг. «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», М.: РГУ нефти и газа, 2004., с. 37.

Подписано в печать Формат 60x90/16 Объем Тираж 400 _Заказ _

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

к

РЫБ Русский фонд

'-4

/

о 6 лир т

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Дяченко, Алексей Игоревич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГОПРИВОДА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ

1.1 Анализ развития и оценка состояния газотранспортной системы страны

1.2 Режимы работы магистральных газопроводов и компрессорных станций

1.3 Особенности эксплуатации газотурбинных агрегатов, их преимущества и недостатки

1.4 Особенности эксплуатации электроприводных агрегатов, их преимущества и недостатки

1.5 Основные направления развития энергосберегающих технологий 46 Выводы по первой главе

ГЛАВА 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ ГАЗОТУРБИННОГО И ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ТИПОВ ПРИВОДА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

2.1 Исходные предпосылки для сопоставления электроприводных и газотурбинных агрегатов на КС

2.2 Методика сопоставления газотурбинного и электрического типов привода

2.3 Результаты сопоставления газотурбинного и электрического типа приводов 79 Выводы по второй главе

ГЛАВА 3. ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТА ГАЗА ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ЭНЕРГОПРИВОДА

3.1 Снижение топливно-энергетических затрат при замене морально устаревших и физически изношенных ГПА на агрегаты нового поколения

3.2 Снижение энергозатрат на транспорт газа за счет реконструкции регенеративных установок

3.3 Оптимизация режимов работы ГПА и компрессорных станций

3.4 Совместная работа газотурбинных и электроприводных агрегатов на компрессорных станциях

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Эффективность использования различных типов энергопривода на компрессорных станциях"

Одной из основных проблем, стоящих перед газовой промышленностью и определяющих перспективы ее дальнейшего развития можно назвать проблему снижения расхода энергоресурсов на нужды отрасли. В настоящее время, когда отрасль добывает немногим более 500 млрд. м3 газа в год и имеет на большинстве месторождений падающую добычу газа, ежегодно расходуя на собственные нужды около 45-50 млрд. м3 газа и порядка 12-15 млрд. кВтч в год электроэнергии, эта проблема выглядит особенно остро.

Анализ структуры и масштабов потребления топливно-энергетических ресурсов по отрасли свидетельствует о том, что их расходы составляют около 80 млн. т. у. т. или примерно 9% от всего национального потребления первичных энергоресурсов. При этом расход энергоресурсов в наибольшей степени приходится на магистральный транспорт газа из.отдаленных районов страны в центральные и промышленные регионы России (свыше 80%).

Это свидетельствует о том, что проблема снижения затрат энергоресурсов по отрасли в первую очередь должна быть направлена на повышение эффективности работы магистральных газопроводов и прежде всего компрессорных станций (КС), как основных потребителей топливно-энергетических ресурсов. Эта задача в значительной степени усиливается, если принять во внимание, что КПД эксплуатируемых на газопроводах газотурбинных установок (ГТУ), суммарная мощность которых составляет свыше 80% от мощности всех других установленных видов энергопривода, в ряде случаев, по разным объективным причинам находится на уровне 2022%.

Режим работы современного крупного газопровода характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года и из года в год. В зимнее время газопроводы работают, как правило, в режиме максимальной подачи газа, а в летнее время, когда потребление газа снижается, в режиме минимальной подачи газа по газопроводу.

Сезонное колебание в подаче газа по газопроводу из-за неравномерного потребления газа в течение года промышленными, коммунально-бытовыми и другими потребителями приводит к неравномерному использованию установленного оборудования, его простою, снижению среднегодовой загрузки газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и, как следствие, перерасходу топливного газа из-за отклонения режимов работы станции от оптимальных.

На компрессорных станциях ОАО «Газпром» в настоящее время в эксплуатации находится более 4000 ГПА различных типов. Наибольший удельный вес в структуре парка ГПА имеют при этом газотурбинные агрегаты - около 75%. Электроприводные ГПА составляют около 18%, а газомотокомпрессоры (поршневые компрессоры с приводом от двигателей внутреннего сгорания, работающие на газе) - около 5% от общего числа установленных агрегатов.

В настоящее время к ГПА любого типа, устанавливаемого на газопроводах, должны предъявляться следующие основные требования: возможность варьирования по степеням сжатия в большом диапазоне режимов (особенно на головных КС), высокая надежность работы агрегатов, их максимальная автономность, высокая экономичность, экологическая чистота и т. п.

В наибольшей степени этим требованиям отвечают ГПА с газотурбинным видом привода.

По сравнению, например, с поршневыми агрегатами они имеют более простую конструкцию, позволяют сконцентрировать большую мощность в одном агрегате, относительно просты в эксплуатации, полностью уравновешены, хорошо подаются автоматизации, имеют относительно небольшие габаритные размеры. По сравнению с электроприводными ГПА они представляют собой автономный вид привода, работая на том же газе, что и перекачивают.

Сопоставление газотурбинного и электрического привода, как основных видов привода для магистральных газопроводов большого диаметра, проводилось не раз многими организациями. При этом в подавляющем случае все исследователи отдавали предпочтение газотурбинному типу привода.

Определение приведенного КПД на муфте нагнетателя при использовании газотурбинных агрегатов осуществляется при этом относительно просто, исходя прежде всего из паспортных данных о КПД установок, их текущего состояния и режимов работы на газопроводе.

Сложнее обстоит дело с определением приведенного КПД на муфте нагнетателя при использовании электропривода в силу зависимости его от многих факторов: КПД тепловых станций, повышающих и понижающих трансформаторов, КПД линий электропередач, КПД самого электродвигателя и его редуктора и т. п.

Очевидно, что приведенные КПД электродвигателя практически не зависят от мощности самого электропривода и в зависимости от типа электростанций будут находиться примерно в диапазоне 29-33%.

КПД газотурбинных установок, как правило, несколько возрастает с увеличением мощности установок и для современных ГТУ они находятся на уровне 34-36%.

Газотурбинные ГПА нового поколения призваны обеспечить высокий уровень основных эксплуатационных показателей, включая высокую экономичность (КПД на уровне 32-36%), улучшенные экологические показатели, высокую надежность: наработка на отказ не менее 3,5 тыс. час, межремонтный ресурс на уровне 30-35 тыс. час. и т.п.

Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что проектные и фактические данные их работы редко совпадают между собой. Например, фактическое давление газов на целом ряде газопроводов, как правило, на 5 - 10 % ниже проектных. Причины отклонения разные: не всегда на оптимальном режиме работают компрессорные станции, стенки газопроводов повреждены коррозией, что приводит к необходимости эксплуатировать газопроводы на давлениях ниже проектных и т. п. Все это приводит к затрате дополнительной мощности на компримирование газа и перерасходу энергии на его транспортировку.

Опыт использования газотурбинного энергопривода на компрессорных станциях показывает, что далеко не вся теплота, образующая в камере сгорания ГТУ в результате сгорания топлива, полезно используется для выработки мощности на валу нагнетателя. Значительная часть ее теряется безвозвратно, особенно с уходящими из турбины отработавшими продуктами сгорания с температурой 400 - 500 °С.

Рациональное и наиболее полное использование подведенной теплоты топлива в камере сгорания ГТУ, т.е. прежде всего уменьшение потерь теплоты с уходящими газами, следует считать задачей большой важности для отрасли как на стадии проектирования ГПА, так и в условиях их эксплуатации на газопроводах. Расчеты показывают, что для перспективных газотурбинных установок коэффициент эффективного использования теплоты сгорания топлива может достигать величины порядка 80% и даже выше, в т.ч. на уровне 34-36% для выработки мощности на валу нагнетателя, а остальное за счет рационального использования теплоты отходящих газов.

Следует отметить, что решению задачи по наиболее полному использованию теплоты отходящих газов ГТУ посвящено много работ, однако и в настоящее время эта задача остается для отрасли весьма актуальной и требует своего дальнейшего комплексного решения.

Одним из наиболее важных и радикальных направлений по снижению энергозатрат на транспорт газа следует считать реконструкцию газотранспортных объектов с внедрением в практику эксплуатации новых типов ГПА и энергосберегающих технологий транспорта природных газов.

Важнейшим направлением развития энергосберегающих технологий транспорта газа следует признать и дальнейшее совершенствование эксплуатации агрегатов на КС. Здесь, прежде всего, следует выделить такие направления как оптимизация режимов работы КС, развитие систем технической диагностики, улучшение качества ремонтных работ, сокращение потерь газа на технологические нужды, повышение гидравлической эффективности линейных участков газопроводов за счет периодической очистки их проточной части, эффективное использование аппаратов воздушного охлаждения газа на КС, устранение разного рода утечек и перетоков в системе запорной арматуры и т. д.

В условиях дефицита денежных средств, все намечаемые мероприятия по энергосбережению должны быть ранжированы по величине получаемой экономии с использованием термодинамических, газодинамических и основанных на них технико-экономических расчетах.

Следует отметить, что вопросы оптимизации выбора вида энергопривода КС при сооружении и реконструкции газотранспортных систем, повышения эффективности эксплуатации электроприводных и газотурбинных ГПА, в том числе и за счет их совместного использования на компрессорных станциях, исследовались многими авторами и организациями [2, 4, 7, 8, 10, 14, 15, 20, 28, 34, 38,47, 48, 50, 54, 55 и др.].

Однако, изменение коньюктуры цен на электрическую энергию и природный газ, появление новых типов ГПА, внедрение энергосберегающих технологий транспорта газа с учетом все возрастающего объема предстоящих работ по реконструкции и техническому перевооружению магистральных газопроводов требуют периодического возобновления исследований в указанном направлении.

В связи с вышеизложенным целью диссертационной работы является сопоставление основных видов энергопривода компрессорных станций в современных условиях и разработка методов повышения эффективности их использования на магистральных газопроводах.

Научная новизна работы заключается, прежде всего, в том, что автором впервые:

• исследованы и аналитически описаны режимы работы магистрального газопровода по кварталам года;

• предложен метод технико-экономического сопоставления газотурбинного и электрического видов привода в современных условиях при замене единичных газоперекачивающих агрегатов на КС и реконструкции всей компрессорной станции;

• предложены уравнения для оценки экономии топливного газа в условиях замены физически изношенных и морально устаревших агрегатов на новые и определения срока их эксплуатации на КС;

• предложен комплекс энергосберегающих технологий при использовании различных типов электропривода КС.

Практическая ценность работы заключается в том, что она выполнялась исходя из конкретных потребностей отрасли и направлена на реализацию «Концепции энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2001-2010 г.г.», «Комплексной программы реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа, ДКС и КС ПХГ на период 2002-2006 г.г.» и «Целевой комплексной программы по созданию отраслевой системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций ОАО «Газпром». Методика сопоставления различных видов энергопривода предложена для использования в ОАО «Газпром».

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Дяченко, Алексей Игоревич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Проведен анализ неравномерности подачи газа по магистральным газопроводам и получено его аналитическое описание по кварталам года.

2. Предложена методика технико-экономического сопоставления газотурбинного и электрического видов привода в современных условиях при замене единичных ГПА на КС и реконструкции компрессорной станции. В качестве основного критерия при сопоставлении различных ГПА выбрана и обоснована стоимость кВт-ч энергии выработанной агрегатами на валу нагнетателя.

3. Проведены развернутые комплексные расчеты по определению дисконтированных затрат при реконструкции КС с учетом неравномерности подачи газа по газопроводу, свидетельствующие в пользу несомненного преимущества газотурбинных агрегатов по сравнению с электроприводными. При существующих ценах на электроэнергию и топливный газ стоимость одного кВт-ч энергии у газотурбинных агрегатов примерно в 2,5-3 раза ниже, чем у электроприводных.

4. Предложены уравнения для оценки экономии топливного газа в условиях замены физически изношенных и морально устаревших агрегатов на новые, определения сроков эксплуатации и окупаемости ГПА на компрессорных станциях.

5. Проведена оценка экономии топливного газа при реконструкции регенеративных ГТУ с заменой пластинчатых регенераторов на трубчатые с повышением численного значения коэффициента регенерации.

6. Предложены модели оптимизации режимов работы компрессорных станций по условию минимума затрат топливного газа на нужды перекачки.

7. Исследована возможность регулирования режимов работы КС при совместном использовании газотурбинных и электроприводных агрегатов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Дяченко, Алексей Игоревич, Москва

1. Агапкин В.М., Борисов С.Н., Кривошеин Б.Л. Справочное руководство по расчетам трубопроводов.- М.: Недра, 1987.- 191 с.

2. Александров А.В., Яковлев Е.И. Проектирование и эксплуатация систем дальнего транспорта газа. М.: Недра, 1974.- 432 с.

3. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа.-М.: Оргэнергогаз, ВНИИГаз, 1977.- 98 с.

4. Апостолов А.А. Ресурсоэнергосберегающие технологии трубопроводного транспорта природных газов: Автореф. дис. . канд. техн. наук.- М.,1998.-27 с.

5. Белоконь Н.И. Метод технико-экономического сравнения энергоприводов на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Труды МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. Выпуск 47. М: Недра, 1964.- 207 с.

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

7. Бойко A.M. Создание методологии выбора оборудования для объектов единой системы газоснабжения: Автореф. дис. . канд. техн. наук.- М.,1999.-21 с.

8. Будзуляк Б.В. Методология повышения эффективности эксплуатации системы трубопроводного транспорта на стадии развития и реконструкции: Автореф. дис. . докт. техн. наук,- М., 2003.- 50 с.

9. Василенко А.В., Синицын Ю.Н., Щуровский В.А. Методы оценки эксплуатационных затрат газотурбинных ГПА в инвестиционных проектах. -Газотурбинные технологии, март-апрель 2002, с. 34 36.

10. Ю.Васильев Ю.Н., Смерека Б.М. Повышение эффективности эксплуатации компрессорных станций. М.: Недра, 1981. -240 с.

11. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности.- М.: Недра, 1989.- 288 с.

12. Воробьева Т.В., Дяченко А.И. Оценка эксплуатационных затрат газотурбинных и электроприводных ГПА/Тез. докл. конф. аспир., молод, препод. и сотр. вузов и научн. орг. «Молодежная наука нефтегазовому комплексу», М.: РГУ нефти и газа, 2004., с. 24

13. Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО «Газпром».- М.: ИРЦ «Газпром», 2001.-39 с.

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

15. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В., Щуровский В.А. Технико-экономический анализ эффективности газотурбинного привода в транспорте природного газа/Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1987, с. 139-144.

16. Гусейнзаде М.А., Калинина Э.В., Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности.- М.: Недра, 1979.-339 с.

17. Диагностика при реконструкции газотранспортных систем/Лопатин А.С., Поршаков Б.П., Козаченко А.Н., Никишин В.И.- Газовая промышленность, N 8, 1995, с. 13-15.

18. Дяченко А.И. Выбор вида энергопривода при реконструкции компрессорной станции/Сб. докл. 5-ой науч.-техн. конф. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», М.: РГУ нефти и газа, 2003, с. 5-9.

19. Дяченко А.И. Оценка технического состояния и основных технологических показателей .газотурбинных газоперекачивающих агрегатов/Тез. докл. 55-ой Юбилейной Межвуз. студ. науч. конф. «Нефть и газ 2001», М.: РГУ нефти и газа, 2001, с. 30.

20. Дяченко А.И. Совместное использование газотурбинного и электрического видов привода на газопроводах/Тез. докл. 5-ой Всеросс. конф. мол.уч., спец. и студ. по проблемам газовой промышленности России, М.: РГУ нефти и газа, сентябрь 2003 г., с. 47.

21. Дяченко А.И. Энергосберегающие технологии транспорта природных газов/Тез. докл. конф. аспир., молод, препод, и сотр. вузов и научн. орг. «Молодежная наука нефтегазовому комплексу», М.: РГУ нефти и газа, 2004., с. 37

22. Дяченко А.И. Энергосбережение при реконструкции и модернизации компрессорных станций/Тез. докл. 54-ой межвуз. студ. науч. конф. «Нефть и газ 2000», М.: РГУ нефти и газа, 2000., с. 28.

23. Дяченко А.И., Лопатин А.С. Оптимизация выбора энергопривода компрессорных станций/Сб. докл. XXI тематич. семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов КС». М.: ИРЦ «Газпром», 2002, с. 92-96.

24. Егоров И.Ф. Система диагностического обслуживания газотурбинных газоперекачивающих агрегатов с учетом их фактического технического состояния: Автореф. дис. . канд. техн. наук.- М., 2002.- с. 21.

25. Жданов С.Ф., Калинин А.Ф., Лопатин А.С. Энергетическая оценка целесообразности перевода безрегенеративных ГТУ на работу по регенеративному циклу //НТС: «Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения» М.: «ИРЦ Газпром», 2003, №1. - с. 3 - 7.

26. Зарицкий С.П. Диагностическое обслуживание оборудования КС. М.: ИРЦ Газпром, 2000 156 с.

27. Зарицкий С.П., Лопатин А.С. Диагностика газоперекачивающих агрегатов: Учебное пособие. Часть I М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.- 177 с.

28. Измерение и учет расхода газа: Справочное пособие/В.А.Динков, З.Т.Галиуллин, А.П.Подкопаев и др.- М.:Недра, 1979.- 304 с.

29. Каганович Б.М., Филиппов С.П., Анциферов Е.Г. Эффективность энергетических технологий.- Новосибирск: Наука. Сибир. отделение, 1989.256 с.

30. Калинин А.А., Передерий Л.Я., Болотова В.Я. Методика выбора типа привода газоперекачивающих агрегатов магистральных газопроводов. -Сыктывкар, 1982. 28 с.

31. Капцов И.И. Сокращение потерь газа на магистральных газопроводах.- М.: Недра 1988. -159 с.

32. Кожевников Н.Н., Чинакаева Н.С., Чернова Е.В. Практические рекомендации по использованию методов оценки экономической эффективности инвестиций в энергосбережение. М.: МЭИ, 2000.- 129 с.

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

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

35. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов: Учебное пособие.- М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001.- 400 с.

36. Комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа, ДКС и КС ПХГ на период 2002 2006 гг./ Том 1. - М.: ОАО «ГАЗПРОМ», ООО «ВНИИГАЗ».- 82 с.

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

38. Лопатин А.С. Научные основы создания системы диагностического обслуживания газотранспортного оборудования компрессорных станций. Дис. . докт. техн. наук.- М., 1998. 314 с.

39. Лопатин А.С. Термодинамическое обеспечение энерготехнологических задач трубопроводного транспорта природных газов. М.: Нефтяник 1996.- 82 с.

40. Лопатин А.С. Техническая диагностика оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов.- М.: РГУ нефти и газа, 1999.- 56с.

41. Лопатин А.С. Термогазодинамические модели газотурбинных газоперекачивающих агрегатов.- М.: РГУ нефти и газа, 1999.- 72 с.

42. Машиностроение: Энциклопедия/Ред. совет: К.В.Фролов (пред.) и др.- М.: Машиностроение, 2001. Измерения, контроль, испытания и диагностика. Т. III-7/Под общ. ред. В.В.Клюева.- 464 с.

43. Микаэлян Э.А. Эксплуатация газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов.- М.: Недра, 1994.- 304 с.

44. Назарьин К.В. Сопоставление и выбор вида энергопривода компрессорных станций магистральных газопроводов в условиях их реконструкции: Автореф. дис. . канд. техн. наук.- М., 1996.- 23 с.

45. Назарьина A.M. Анализ состояния и перспективы использования газотурбинного энергопривода на компрессорных станциях магистральных газопроводов: Дисс. . канд. техн. наук.- М., 1998.- 136 с.

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

47. Никишин В.И. Разработка энергосберегающих технологий в трубопроводном транспорте природных газов: Автореф. дис. . докт. техн. наук.-М., 1999.-36 с.

48. Никишин В. И. Энергосберегающие технологии в трубопроводном транспорте природных газов. М: Изд-во «Нефть и газ», 1998.- 350 с.

49. Опыт и проблемы использования регенераторов на газотурбинных компрессорных станциях/В.А. Щуровский, Ю.Н.Синицин, А.П. Левакин, А.В. Василенко Обз. инф. ВНИИЭГазпрома, сер. Транспорт и хранение газа, 1985, вып. 1.-41 с.

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

51. Повышение эффективности использования газа на компрессорных станциях/Динков В.А., Гриценко А.И., Васильев Ю.Н.- М.: Недра, 1981.- 296 с.

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

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

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

55. Проблемы реконструкции газотранспортных систем/Поршаков Б.П., Лопатин А.С., Козаченко А.Н., Никишин В.И.- М.: ИРЦ Газпром, НТС "Диагностика оборудования и трубопроводов", № 4-6, 1996, с. 43-50.

56. Рациональное использование газа в энергетических установках: Справочное руководство/Р.Б.Ахмедов, О.Н.Брюханов, А.С.Иссерлин и др.-Л: Недра, 1990.-423 с.

57. Рафиков Л.Г., Иванов В.А. Эксплуатация газокомпрессорного оборудования КС.- М.: Недра, 1992.- 237 с.

58. Ревзин Б.С., Ларионов И.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа: Справ, пособие.- М.: Недра, 1991.- 216 с.

59. Рис В.Ф. Центробежные компрессорные машины.- Л.: Машиностроение, 1981.-351 с.

60. Седых А.Д. Потери газа на объектах магистрального транспорта. -М: ИРЦ Газпром, 1993. 48 с.

61. Седых А.Д., Вольский Э.Л., Авдеев Я.И. Концепция научно-технической политики РАО "Газпром" до 2015 года/В кн.: Седьмая международная деловая встреча "Диагностика-97" (том 1, пленарные доклады).-М.: ИРЦ Газпром, 1997, с. 19-24.

62. Седых З.С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом: Справ, пособие- М.: Недра.- 203 с.

63. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика: Справочник.- М.: Недра, 1986.- 325 с.

64. Щелковский Б.И., Патыченко А.С., Захаров В.П. Утилизация и использование вторичных энергоресурсов компрессорных станций. — М.: Недра, 1991.- 160 с.

65. Широков В.А. Энергосбережение и охрана воздушного бассейна на предприятиях газовой промышленности. М.: Издательский центр «Академия», 1999.-288 с.

66. Щербатенко И.В. Термодинамическая оптимизация параметров парогазовой установки для компрессорных станций магистральных газопрово-дов//Теплоэнергетика.- 1992.-№ 9, с. 36-41.

67. Щуровский В.А. Новое поколение ГТУ для магистральных газопро-водов//Теплоэнергетика. 1996.- №4, с. 12-14.

68. Щуровский В.А., Зайцев Ю.А. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты,- М.: Недра, 1994. 253 с.

69. Щуровский В.А., Синицин Ю.Н., Клубничкин А.К. Анализ состояния и перспектив сокращения затрат природного газа при эксплуатации газотурбинных компрессорных цехов.- Науч.-техн. обз. ВНИИЭГазпрома, сер. Транспорт и хранение газа, 1982, вып. 2.- 59 с.

70. Экономика транспорта и хранения нефти и газа: Учебник для вузов/ А.Д. Бренц, Л.В. Колядов, Л.А. Комарова и др. М.: Недра, 1989.- 287 с.

71. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири/Г.В.Крылов, А.В. Матвеев, О.А.Степанов, Е.И. Яковлев.-Л.: Недра, 1986.- 288 с.

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

73. Энергосбережение в трубопроводном транспорте газа/А.А. Апостолов, Р.Н. Бикчентай, A.M. Бойко и др. — М.: Изд-во «Нефть газ», 2000.- 176 с.

74. Эффективность использования энергоресурсов при обеспечении транспорта газа/Б.А. Григорьев, В.В. Ремизов, А.Д. Седых, А.П. Солодов. -М.: МЭИ, 1999- 152 с.

75. Яковлев Е.И., Иванов В.А., Крылов Г.В. Системный анализ газотранспортных магистралей Западной Сибири.- Новосибирск: Наука, 1989.143 с.