Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методология повышения эффективности эксплуатации системы трубопроводного транспорта газа на стадии развития и реконструкции
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ
Автореферат диссертации по теме "Методология повышения эффективности эксплуатации системы трубопроводного транспорта газа на стадии развития и реконструкции"
На правах рукописи
БУДЗУЛЯК БОГДАН ВЛАДИМИРОВИЧ
МЕТОДОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА НА СТАДИИ РАЗВИТИЯ И РЕКОНСТРУКЦИИ
Специальность: 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазо проводов, баз и хранилищ».
Автореферат
на соискание ученой степени доктора технических наук
Москва, 2003 г.
Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина и ОАО "Газпром".
Официальные оппоненты: доктор технических наук профессор
ЛОПАТИН A.C.
доктор технических наук профессор СПЕКТОР Ю.И.
доктор технических наук профессор ИВАНЕЦ В.К.
Ведущее предприятие: Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ТУП ИПТЭР).
Защита состоится "_""_" 2003г. в_часов в ауд._на
заседании диссертационного совета Д 200.212.02 в Российском государственном университете нефти и газа им. И. М. Губкина по адресу: Ленинский проспект, 65, Москва, В-296, ГСП-1,119991.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Автореферат разослан "_" "_" 2003 г.
Ученый секретарь диссертационного совета д.т.н. профессор
Иванцова С.Г.
пГо^ёГ
1 / ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. Система магистральных газопроводов сооружалась и развивалась структурно, организационно и технологически как единая система газоснабжения (ЕСГ)- В настоящее время она включает в себя линейную часть протяженностью более 150 тыс. км, 246 компрессорных станций, состоящих из 695 компрессорных цехов с числом газоперекачивающих агрегатов (ГПА) 4037 общей установленной мощностью 42,9 млн. кВт., 22 подземных хранилищ газа объемом 100 млрд. м3 и 3365 газораспределительных станций. Средний возраст трубопроводов составляет 22 года, из них около 40% газопроводов имеет возраст более 20 лет. В этой ситуации значительная часть ГПА и вспомогательного оборудования морально устарели и физически изношены, а линейная часть характеризуется наличием участков с ограниченной работоспособностью. Таким образом, проблема технического состояния системы трубопроводного транспорта ее дальнейшего развития и реконструкции является одной из наиболее острых проблем нефтегазового комплекса.
Исследованию важных, но относительно локальных задач указанной проблемы посвящено большое число разработок. Существенно важные результаты были получены ведущими учеными отрасли: Березина B.JL, Боро-давкина П.П., Бикчентай Р.Н., Бойко А. М., Васильева Г.Г., Гриценко А.И., Грачева В.В., Зарицкого С.П., Иванова В.А., Иванцова О.М., Крылова Г.В, Одишария Г.Э., Поршакова Б.П., Седых А.Д., Телегина Л.Г.,Тер-Саркисов P.M., Тухбатуллина Ф.Г., Халлыева Н.Х., Харионовского В.В., Яковлева Е.И. и других авторов, на чьи результаты автор опирался в своих исследованиях.
На современном этапе, в том, что назрела настоятельная необходимость в системном подходе к разработке концепции развития и реконструкции газотранспортной системы (далее ГТС), формализации требований и ограничений для определения структуры, технической и технологической базы в рамках перспективного облика ГТС, устранении технических и технологических противоречий в процессе развития и реконструкц
ка к современным условиям с целью приближения к заранее сформулированному оптимальному конечному результату — обеспечению дальнейшей работоспособности существующей газотранспортной системы и ее развитию на основе принципов:
• рационального использования невозобновляемого ресурса - природного газа;
• системной целостности ГТС;
• бесперебойного транспорта планируемых потоков газа;
• надежности и безаварийности объектов ГТС;
• промышленной и экологической безопасности ГГС;
• максимального энерго- и ресурсосбережения;
• повышения уровня технологической и экономической эффективности ГТС.
В связи с этим, в качестве предмета настоящего диссертационного исследования, определены проблемы разработки целевых методов и моделей процессов развития и реконструкции газотранспортной системы на период до 2010 г.
Целью работы является разработка методологических основ комплексного подхода к повышению эффективности работы газотранспортных систем, их развитию и реконструкции на основе разработки и координации производственных программ с основными направлениями научно-технического прогресса в области техники, технологии, организации и управления технологическими процессами эксплуатации, ремонта и реконструкции объектов ГТС.
Научная новизна. Исследована проблема управления эффективностью поиска, разработки, и реализации новых решений задач развития и реконструкции ГТС в условиях дефицита инвестиций, диверсификации экономической и организационной структуры производства и отраслевой науки. В этих условиях определены и теоретически обоснованы основные направления повышения эффективности и безопасности работы ГТС на базе разработанных
целевых методов и моделей создания прогрессивных, экологически безопасных, ресурсосберегающих технологий ремонта и реконструкции газотранспортных систем.
Методологическими и теоретическими основами исследования являются концептуальные положения теории сложных систем и системного анализа, теории принятия решений, теории надежности, а также прикладные исследования по проектированию, строительству, эксплуатации, ремонту и реконструкции систем трубопроводного транспорта.
Практическая ценность работы и реализация результатов исследований. Основные результаты исследований автора внедрены в период с 1987 по 2002 гг.:
• положены в основу программ научно-технического обслуживания, ремонта и реконструкции ГТС включая:
- «Комплексную программу реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа на период 2002-2006 гг.»;
- «Комплексную программу реконструкции, технического перевооружения, модернизации объектов транспорта газа предприятия "Севергаз-пром" на 1999-2005 годы и концепцию реконструкции ГТС до 2030 года»;
- «Программу ежегодных планово профилактических работ на линейной части и КС»;
- «Программу по подготовке газопроводов к внутритрубной дефектоскопии»;
- «Программу переизоляции магистральных газопроводов на период 2004-2010 гг.»;
- «Программу мероприятий по повышению надежности подводных переходов на действующих магистральных газопроводах»;
• использованы при разработке комплекса нормативных документов, регламентирующих производство работ по реконструкции объектов ГТС;
• использованы при разработке проектной документации по ремонту и реконструкции ряда объектов ГТС, в том числе реконструкции объектов действующей системы газопроводов предприятия "Севергазпром";
• используются в качестве учебно-методических материалов в учебном процессе при подготовке инженерных кадров по специальности «Проектирование, строительство, эксплуатация и реконструкция газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз».
Апробация работы. Основные положения и результаты исследований автора докладывались, обсуждались и получили положительную оценку на:
• совещании "Пути совершенствования обслуживания и ремонта магистральных газопроводов", г. Свердловск 19-22 марта 1990;
• совещании руководящих работников предприятий ГК "Газпром" по вопросам обеспечения надежного газоснабжения народного хозяйства страны в осенне-зимний период 1991/1992 гг., г. Саратов, май 1991 г;
• The 3 rd Biannual International Conference. Exhibition on natural gas vehicles. Goteborg, Sweden, September 22-25,1992;
• Ежегодном Международном Конгрессе "Керамика - ключ к резкому улучшению экономических и экологических характеристик ГПА", Москва, 1997;
• 10-й юбилейной конференции "Диагностика-2000", Кипр, 24-28 апреля 2000г;
• Международной конференции: "Энергодиагностика и Condition Monitoring». 4-9сентября 2000 г. Нижний Новгород;
• 10-ом Юбилейном Международном Конгрессе CITOGIC-2000, сентябрь, Москва, 2000;
• 1-ой INTERNATIONAL CONFERENCE "MAINTENANCE AND REPAIR OF GAS PIPELINES". VYSOKE TATRY, SLOVENSKO, OCTOBER, 1114,2000;
• Международной конференции «Топливный комплекс XXI века: перспективы и развития на Севере-Западе».С-Петербург 2001 г.;
• Одиннадцатой международной деловой встрече «Диагностика-2001». Тунис, 2001г.;
• 11-ом Международном Конгрессе С1Т(Х}1С-2001, август, г. Салехард;
• Международной конференции «Энерго-эффективность и энергосбережение в промышленности и коммунально-бытовом секторе». Казань 2002 г.;
• Двенадцатой международной деловой встрече «Диагностика-2002». Турция, 2002 г.;
• XXI тематическом семинаре «Диагностика оборудования и трубопроводов, КС». Светлогорск, 2002 г.;
• 12-ом Международном Конгрессе (С1ТСЮ1С-2002), сентябрь 2002, г. Кубань;
• Четвёртом Ежегодном Совещании партнёров компании ОЕ ОП&Саз, январь 2003, Флоренция;
• 22 международном газовым Конгрессом, июнь 2003, Токио;
• Тринадцатой международной деловой встрече «Диагностика-2003», Мальта, 2003 г.
Объем работы. Работа состоит из введения, семи глав, выводов, общим объемом 337 страниц основного машинописного текста, содержит 49 рисунков и 47 таблиц, список использованной литературы из 126 наименований.
Публикации. Основное содержание работы опубликовано в 65 печатных работах, в том числе в одной монографии. Опубликованные работы раскрывают предложенную автором данной работы системную концепцию развития и реконструкции газотранспортных систем, а также способы и средства ее реализации.
На защиту выносятся.
1. Методология системного анализа и идентификации состояния элементов ГТС для решения задач оценки и прогнозирования динамики ее развития, обусловленных физическим износом и моральным старением технических средств и технологии, научно-техническим прогрессом, процессом адаптации
ГТС к современным техническим, технологическим, экономическим, экологическим, социальным и политическим требованиям.
2. Научная концепция, структура и методология организации целенаправленных теоретических и опытно - экспериментальных исследований по разработке прогрессивных методов и алгоритмов устранения технических и технологических противоречий в процессе развития и реконструкции ГТС с учетом систематизации свойств и определение, на этой основе, приоритетных направлений формирования и реализации крупномасштабных инновационных программ повышения эффективности работы ГТС в процессе ее реконструкции.
3. Совокупность аналитических методов и комплекс формализованных математических моделей и методик принятия решений для оптимизации параметров сложных газотранспортных систем с целью повышения экономической эффективности, производительности, надежности и экологической безопасности ГТС, снижения энергоемкости и потребления ресурсов на собственные нужды.
4. Комплекс перспективных решений в области техники, технологии, организации и управлении технологическими процессами проектирования, сооружения, эксплуатации, ремонта и реконструкции объектов ГТС, включая:
• новые методы реконструкции и технического перевооружения магистральных газопроводов и компрессорных станций с целью повышения экономичности и надежности обеспечения перспективных потоков газа;
• внедрение технологического оборудования новой конструкции для технического переоснащения компрессорных цехов с газотурбинными газоперекачивающими агрегатами, а также методик для их инженерных расчетов;
• комплексные методы снижения потерь газа на магистральных газопроводах и компрессорных станциях;
• исследования и разработки комплексных методов утилизации вторичных энергоресурсов при магистральном транспорте газа.
Проведенные исследования и разработки по сформулированным выше направлениям в совокупности представляют логически завершенную методологию решения поставленной проблемы и являются основой для научного обоснования и практической реализации концепции реконструкции ГТС до 2006 года и далее до 2030 г.
Во введении показана актуальность темы, отражена научная новизна, формализованы основные задачи теоретических и прикладных исследований по проблемам повышения эффективности трубопроводного транспорта газа на стадии развития и реконструкции объектов ГТС России.
В первой главе сделано обобщение практического материала по эксплуатации объектов газотранспортной системы, анализу текущего состояния технических и технологических компонентов ГТС с учетом их физического износа и морального старения, изменений требований к структуре и параметрам технико-экономической эффективности, надежности, промышленной и экологической безопасности объектов газотранспортных систем.
В результате выполненного анализа показано, что в структуре ГТС 69,7% газопроводов находятся в эксплуатации от 10 до 30 лет; 14% газопроводов эксплуатируется более 30 лет. Парк ГПА (далее ГПА) представлен тремя видами привода (в процентах от общей установленной мощности): газотурбинный (86%), электропривод (13%), поршневой (1%). Из них 20% агрегатов имеют наработку более 100 тыс. час (до 160 тыс. час) 20,3% - от 70 до 100 тыс. час.
Анализ показателей работы ГПА с газотурбинным видом привода на компрессорных станциях (далее КС) показывает, что физический износ агрегатов привел к тому, что значительная их часть работает с КПД 20-22% при относительной мощности 0,75-0,85. Так средняя мощность агрегата типа ГТ-750-6 после наработки 80-90 тыс. ч. составляет 5-5,5 МВт, а КПД - на уровне 21-22%. Агрегаты типа ГТК-10, введенные в эксплуатацию в 1968-1969 гг.,
после наработки 90-100 тыс. часов имеют, мощность 8-9 МВт, а КПД - на уровне 22-23%. Одновременно у агрегатов, введенных в эксплуатацию в 1960-1970 гг., снижается наработка на отказ. У агрегатов ГТ-700-5 наработка на отказ в среднем снизилась с 5540 часов в 1991 г. до 3030 часов в 1995г.; у агрегатов ГТК-5 за этот же период - с 7124 часов до 2560 ч.; у агрегата «Ко-берра- 182» - с 9489 часов до 3928 часов и т.д.
Среди ГГТА авиационного типа на газопроводах относительно широкое распространение получил агрегат ГПА-Ц-6,3, принадлежащий к первому поколению агрегатов авиационного типа. Имея неплохие теплотехнические показатели работы на середину и вторую половину 80-ых годов, эти агрегаты в настоящее время имеют КПД в на уровне 21-23% и не могут отвечать требованиям, предъявляемым к современным агрегатам для работы на газопроводах.
Результаты исследований режимов работы компрессорных станций на различных газопроводах страны показывают, что в настоящее время среднегодовая загрузка ГПА на КС находится на уровне 0,75-0,80. В ряде случаев загрузка агрегатов достигает величины 0,65-0,70.
Соответственно, КПД агрегатов в зависимости от типа ГПА изменяется в диапазоне 0,19-0,22, что, приводит к значительному перерасходу топливного газа на нужды транспорта газа.
Начиная с 1999 года значительная часть существующих газопроводов вырабатывает свой нормативный срок амортизации, что требует либо полной реконструкции трубопроводов, либо обоснованного продления сроков их эксплуатации.
Под понятием реконструкции газотранспортных систем или отдельных ее элементов понимается комплекс мер по коренному их переустройству, расширению или строительству новых компрессорных цехов, замене устаревшего оборудования, внедрению новых технологических процессов с целью повышения подачи газа и улучшения технико-экономических показателей при транспорте газа, а также охраны окружающей среды.
Реконструкция газопроводов выполняется на основе альтернативных технических решений.
В общем случае, задача оптимизации альтернатив развития сводится к поиску определяющих параметров проектируемой, эксплуатируемой или реконструируемой ГТС, удовлетворяющей систему неравенств при минимизации или максимизации некоторой функции выбора решения.
Постановка задачи оптимизации предполагает наличие объекта и ресурсов оптимизации, под которыми понимают свободу выбора значений некоторых параметров оптимизируемого объекта (рис. 1).
При многокритериальной постановке задачи в большинстве случаев целесообразно использовать функцию отношения показателей "стоимость-эффективность". В общем, виде критерий экономической эффективности Э можно записать в виде:
Э = Ц/Б тах
(1)
где Ц~Ц(х!, х2,...,хт уУь—,Ут 22,—¿к, О - полная величина целевой отдачи всей совокупности функциональных подсистем данной газопроводной системы;
5 - полные затраты ресурсов на проектирование, изготовление и эксплуатацию всех функциональных подсистем газопроводной системы, включая организационные (х/, х2,...,х„), технические (у/, у2, ...,ут), технико-экономические факторы, влияющие на величину целевой отдачи (г/, 22,...,2*) и время (г). Следует заметить, что в ряде задач время играет решающую роль. В таких случаях целесообразно использовать аддитивную или мультипли-катную модель общего критерия в виде триады: "эффективность - стоимость - время", используя для этого матричные методы или диаграммы состояния. Для выявления взаимосвязи критериев и выбора наиболее приемлемого варианта решения предложено использовать метод последовательных уступок, который превращает процесс принятия решения в итеративный алгоритм с последовательным изменением функции принятия решения и ограничений на внутренние и внешние параметры.
Научно-техническая проблема
Цели
О
Моральное и физическое старение объектов ГТС
Обеспечение эффективной работы объектов ГТС
г
Приоритеты в постановке проблем
Г
Альтернативные критерии эффективности
Рис. 1. Итеративный алгоритм формирования концепции реконструкции ГТС.
В условиях многокритериальной постановки задачи критерий принятия решения предлагается применять в виде:
Г Г
1=; 1тах / т'т (2)
где п - число неравенств в математической модели области существования проектного решения, совпадающее с количеством частных критериев;
Е1тах и Е,т-т - максимальное и минимальное значения по каждому из частных критериев, полученные при решении (п) частных задач оптимизации;
Е-юпт ~ оптимальное значение частного критерия качества, совпадающее, в зависимости от /-го условия существования проектного решения, с
^(гаах и тш ;
£/- значение частных критериев модели проектного решения, оптимальной по общему критерию Е\
т/, - коэффициент значимости для всех частных критериев выбора решения (определяется для каждого частного критерия на основе экспериментальных данных и опыта проектирования уже реализованных систем).
При таком подходе для решения задач анализа и оптимизации программы реконструкции необходимо оценивать: безотказность системы, решая задачу структурной надежности снабжения газом; долговечность функциональных подсистем по величинам наработки или срокам службы; ремонтопригодность подсистем по степени унификации и стандартизации основных элементов и трудоемкости обслуживания, а также экономическую эффективность реализуемых программ.
Во второй главе рассмотрены принципы формирования критериев оценки эффективности эксплуатационных параметров ГТС с точки зрения реализации предложенной автором методологии организации теоретических и опытно-экспериментальных исследований по созданию прогрессивных методов и алгоритмов устранения технических и технологических противоре-
чий в процессе развития и реконструкции ГТС, а также определение на этой основе приоритетных направлений формирования и реализации инновационных программ повышения эффективности работы ГТС. Под стратегией развития трубопроводного транспорта газа понимается набор интегрированных планов поведения газотранспортной системы, направленных на ее долгосрочное и устойчивое функционирование в конкурентной рыночной среде.
Моделирование стратегий развития трубопроводного транспорта газа предполагает:
• выявление критических зон в развитии, вызывающих экономическую и финансовую неустойчивость системы;
• выбор критериев отбора инвестиционных проектов в рамках устойчивых стратегий;
• анализ чувствительности различных сценариев развития к колебаниям внешней среды для оценки инвестиционного риска;
• оценку влияния эколого-техногенного риска на стратегию развития газотранспортной системы с учетом ее высокой аварийности.
Анализ технического состояния ряда газотранспортных систем показал необходимость комплексного исследования объектов КС и линейной части ГТС при решении задачи повышения эффективности транспорта газа.
Одним из основных критериев определения эффективности проводимых мероприятий является снижение расхода топливного газа для работы компрессорных станций. Годовая экономия топливного газа для одного агрегата АqTr в общем случае рассчитывается по формуле:
AqTr = L • AH-jj м 3/год (3)
)
L - затрачиваемая энергия сжатия газа в расчете на один агрегат, кВт.ч/год;
ДЯТГ - снижение удельного расхода топливного газа в результате реализации мероприятия, м3/кВт ч.
Снижение удельного расхода топливного газа определяется как разница
значений этого показателя до и после реализации мероприятия по реконструкции КС:
АЯТГ=ЯТГ-ЯТ/ (4)
i
Н7Г,НТГ - удельный расход топливного газа соответственно до и после реализации мероприятия, в м3/кВтч, или по формуле:
АЯтг=(Ятг-Ат1гаА):100 (5)
Ár¡rnA - повышение к.п.д. ГПА в результате реализации мероприятия, %. Вышеприведенные соображения были использованы как базовые для проведения расчетов по определению экономии топливного газа в результате реализации мероприятий по техническому перевооружению газотранспортной системы.
Численные значения коэффициентов, входящих в соотношения 3-5, определяются как среднестатистические при обработке данных о режимах работы ГПА на компрессорных станциях.
В соответствии с классификацией эксплуатационных затрат техническое состояние определяют затраты, связанные с устранением непредвиденных отказов, диагностированием и проведением предупредительно-восстановительных ремонтов. Предположив, что непредвиденные и внезапные отказы исключаются при использовании технической диагностики, эксплуатационные затраты (А), связанные с техническим состоянием, будут определяться соотношением:
A = nx{D)-(Ax+Bx) (6)
где пх (D)- число предупредительных ремонтов, D - диагностический коэффициент состояния узла, Ах - затраты на предупредительный ремонт, Вх - стоимость диагностирования.
Для достижения минимизации затрат расчет по формуле (6) должен реализоваться для всего периода наработки агрегата (или до замены конкретного узла) Тл, который необходимо определять методами прогнозирования, осно-
ванными на результатах технической диагностики.
В качестве диагностического параметра целесообразно использовать характеристику удельных энергозатрат (Я), записанную в виде:
H = Va (7)
где: V- постоянные затраты, связанные с энергопотреблением; а - опытный коэффициент технического состояния агрегата.
Учитывая стоимость ремонта и диагностирования узла (А), получим выражение для определения затрат в течение наработки Тл, связанных с техническим состоянием узла ГПА:
Am=TA(V/Df-A-,
Относя А,„ ко времени ТА получим удельные эксплуатационные затраты, не связанные с величиной наработки:
Ar=AjTA=A{V/Df; (8)
для ГПА с и узлами:
я
Ат = min ^ А1; (9)
i=i
Соотношение (9) представляет собой целевую функцию, в соответствии с которой должны определяться допустимые значения энергозатрат, а, следовательно, и сроки проведения ремонтов.
Воспользовавшись приемом поиска экстремальных значений, можно при известном (измеренном) значении D определить и соответствующий межремонтный период:
=[(«/+')*,(«/+а, (10)
где п - параметр, являющийся функцией (7]п,т]д,М1,Се), г)п,т}д - к.п.д.
передачи и двигателя;
Се - стоимость единицы топлива, потребляемого ГПА; Mj - массовая подача газа по газопроводу.
Предложенная методика была использована при определении времени замены узлов ГПА.
Проведенные исследования показали, что эффективность технического перевооружения и реконструкции газопроводов и компрессорных станций будет складываться из:
• из экономии топливного газа за счет более высокого к.п.д. новых ГПА и их лучшего технического состояния.
• из экономии топливного газа в результате замены узлов, деталей, проточной части и уплотнений ГПА.
• из экономии топливного газа за счет ремонта и замены дефектных секций регенераторов газотурбинных ГПА.
• из экономии топливного газа посредством оборудования линейной части газопроводов камерами запуска и приема поршней.
• из повышения эксплуатационной надежности и безопасности ГТС.
Внедрение указанных выше мероприятий дает экономический эффект не
только в снижении расхода топливного газа, но и увеличивает производительность газопровода, повышает надежность работы оборудования, сокращает простой ГПА и снижает выбросы вредных веществ в атмосферу.
В настоящей работе в качестве критерия оценки результатов реконструкции, в частности при сопоставлении эффективности работы различных типов ГПА на КС, приняты суммарные дисконтированные затраты за различный срок эксплуатации, приведенные к первому году начала реконструкции.
Решение задачи замены одного или нескольких ГПА, отработавших свой моторесурс, на агрегаты нового поколения должно осуществляться с учетом оценки состояния старых агрегатов. Суммарные дисконтированные затраты, приведенные к первому году начала реконструкции, с определением экономического эффекта Эв6щ в первом приближении можно записать в виде:
г, " сг2ад
где К\ и К2 - дисконтированные капитальные вложения при использова-
нии нового (Кг) и старого (К2) агрегата; и Р2 - дисконтированные эксплуатационные расходы при использовании нового (Л) и старого (Рг) агрегата; Ст1 и сг2 - среднегодовая загрузка первого и второго агрегата; N¡0 и N¡0 - паспортная мощность первого и второго агрегата; Г; и Т2- время эксплуатации агрегатов в году.
Отнесение дисконтированных затрат ГПА к энергии, выработанной за год, позволяет оценить стоимость в рублях одного кВтч на валу нагнетателя - основного показателя эффективности оценки использования того или иного агрегата на станции.
Отнесение общего эффекта к количеству выработанной энергии (соотношение 11) одновременно позволяет учесть особенности использования газотурбинных установок, которые в отличие от электроприводных и поршневых двигателей внутреннего сгорания (ДВС) изменяют свою мощность при изменении температуры наружного воздуха. Это ставит газотурбинные установки в более выгодные условия при использовании их на газопроводах, поскольку в зимний период они как бы "автоматически" повышают мощность на валу нагнетателя (при постоянных остальных параметрах рабочего цикла ГТУ).
Экономическая оценка результатов реконструкции с использованием соотношения (11) в работе была проведена на примере замены агрегата ГТК-10-4, выработавшего свой моторесурс, на ГПА нового поколения, типа ГТН-16М.
Результаты исследований показывают, что суммарные затраты при использовании ГТН-16М с КПД равным 0,34 вместо капитально отремонтированного агрегата ГТК-10-4 с восстановлением его КПД до уровня 0,26 (вместо 0,22-г0,23, которые характерны для них в настоящее время) дает экономию топливного газа в размере 0,093 м3/кВтч и, следовательно, увеличение соответствующего количества товарного газа.
Имея данные о характере изменения эксплуатационных затрат при использовании конкретного ГПА, а также величину его первоначальной стой-
мости можно определить сроки замены оборудования, при которых общие среднегодовые затраты составят минимум.
Решение проблемы реконструкции КС в данном случае может быть сведено к рассмотрению двух задач:
1) замены установленного оборудования на новое, более совершенное;
2) продолжение эксплуатации установленного оборудования при проведении его некоторой модернизации, если это вызвано, например, экономическими, техническими, организационными или какими-либо иными соображениями.
В целях корректности проводимого сопоставления новое оборудование должно иметь одинаковую производительность со старым, в противном случае результаты расчетов должны быть отнесены, как в данном случае (соотношение 12), к количеству энергии (с/Л^Г;), выработанной на валу ЦБН за время его эксплуатации.
Решение задачи состоит в сравнении величин среднегодовых затрат по старому и новому оборудованию. При этом величина разности между среднегодовыми затратами по старому и новому оборудованию определяет прибыль (или убыток) от замены оборудования за год.
Все это свидетельствует о том, что принятию решения по техническому перевооружению и реконструкции ГТС должны в обязательной мере предшествовать технико-экономические расчеты.
В частности при разработке планов комплексной реконструкции газотранспортного предприятия и выборе наиболее оптимального из них целесообразно использовать следующий обобщенный критерий сравнения:
где: Э'овщ - экономический эффект от реконструкции и замены /-го агрегата, _/-го цеха и г-ой КС; Хщ - число ГПА 1-го типа, установленного на г-ой КС в у- ом цехе; к - число различных типов ГПА; п - число цехов, т - число КС на данном участке газопроводов.
(12)
Перебор и сопоставление вариантов реконструкции по приведенному критерию позволяет комплексно подойти к решению вопроса оптимальной схемы реконструкции газотранспортной системы конкретного предприятия.
Для осуществления комплексной оценки решений по повышению эффективности работы ГТС в процессе ее реконструкции необходимо задать алгоритм формирования интегрального критерия. В процессе исследований была разработана и апробирована схема формирования именно такого интегрального критерия оценки эффективности альтернативных решений (рис. 2.).
В третьей главе приведены результаты прикладных исследований по созданию перспективных технологий повышения эффективности систем трубопроводного транспорта газа на стадиях эксплуатации и реконструкции для повышения технико-экономических показателей, производительности и надежности объектов ГТС, снижения их энергоемкости, ресурсопотребления, техногенного воздействия.
В частности многочисленные опыты по оценке состояния регенераторов в эксплутационных условиях показывают, что коэффициент регенерации теплоты отходящих газов находится на уровне 0,64-0,65 вместо 0,70 по паспорту, и имеет тенденцию к дальнейшему снижению. Утечки циклового воздуха в целом ряде регенераторов достигают величины 6-10% от расхода циклового воздуха.
Решение задачи по снижению энергозатрат на транспорт газа в рамках реконструкции КС целесообразно осуществлять и за счет замены старых регенераторов пластинчатого типа, выработавших свой срок службы, на новые регенераторы трубчатого типа с одновременным повышением коэффициента регенерации до уровня примерно 0,82-0,85. Решение задачи по предварительной оценке экономии топливного газа за счет повышения численного значения коэффициента регенерации теплоты при замене пластинчатых регенераторов на трубчатые реализуется с помощью соотношения (13).
кит
принятие окончательного решения
Ь-группа оценки предлагаемых решений
Структурирование исходных показателей по обобщенным блокам оценки уу = Г(Пу),
Соотнесение исходных показателей и показателей сравнения
¡-оцениваемый объект; ] - параметр оценки
Рис. 2. Схема формирования интегрального критерия оценки эффективности решений по модернизации и реконструкции ГТС.
При повышении коэффициента регенерации теплоты отходящих газов с уровня (рI до уровня ср2 снижение расхода топливного газа по установке в условиях Л^здёет будет определяться соотношением:
(р2-(р,
£ =
1--3L.
l~<Pl
(13)
где т}е - к.п.д. ГТУ на режиме работы при коэффициенте регенерации щ. т]¡¡с - к.п.д. камеры сгорания; т}кс*0,98 X - соотношения мощности осевого компрессора и газовой турбины ГТУ (А,» 0,65*0,70).
Полученное соотношение позволяет сравнительно легко определить экономию топливного газа в регенеративной ГТУ за счет увеличения численного значения коэффициента регенерации теплоты отходящих газов с щ до <р2. (Рис. 3).
Расчетная величина экономии топливного газа при замене регенератора позволяет, при заданной начальной стоимости регенератора, легко определить срок окупаемости проведенной реконструкции. При этом используется уравнение следующего вида:
Я-(Вв-В)-Т = ЕЦр (14)
где Я- отпускная цена на газ, руб/1000 м3.
В0, В - расход топливного газа на агрегат при старом (В0) и новом (В) регенераторах; Т - время работы ГТУ в году, час; Цр- цена на новый регенератор трубчатого типа с учётом доставки его на станцию и проведения необходимых монтажных работ, Е - отраслевой коэффициент срока окупаемости.
С учётом приведённых данных срок окупаемости (7) по уравнению 14 составит не более 4-5 лет, что свидетельствует о целесообразности проведения такой реконструкции. Вывод о целесообразности замены старых регенераторов на новые трубчатого типа, несомненно, усиливается, если учесть,
Рис. 3. Изменение относительной экономии топлива за счет изменения фактического коэффициента регенерации теплоты при различных КПД установки.
что, во-первых, несколько "восстанавливается" мощность ГТУ в силу ликвидации утечек воздуха из регенератора, и, во-вторых, экономится природный газ, принадлежащий к не возобновляемым ресурсам.
Расчеты по определению годовой экономии топливного газа за счет замены регенераторов сведены в табл. 1.
Таблица 1
Годовая экономия топливного газа при замене регенераторов
Наименование составляющих ГТК-10-4
ремонт замена
2 3 4
1. Полезная работа сжатия ГПА, [млн. кВт ч/год] 36,2 36,2
2. Индивидуальная норма расхода топливного газа, [м3/кВт ч] 0,57 0,57
3. Увеличение к.п.д. ГТУ [% относ.] 2,9 4,5
4. Снижение удельного расхода топливного газа, [м3/кВт ч] 0,0165 0,0256
5. Годовая экономия топливного газа на один агрегат, [млн. м3/год] 0,597 3,5
Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что перспективным и весьма эффективным направлением снижения энергозатрат при работе КС является широкое и комплексное использование вторичных энергоресурсов, образующихся при эксплуатации газотурбинных агрегатов на компрессорной станции. Комплексная схема использования ВЭП позволяет довести коэффициент полезного использования тепла топлива в газотурбинных установках до величины 0,75-0,80 при эффективных к.п.д. ГПА на уровне 0,25-0,28.
Повышение эффективности работы агрегата на станции можно осуществить не только за счет рационального использования теплоты выхлопных газов ГПА, но и за счет рационального использования охлаждающей воды, холода от редуцируемого топливного газа, водяного дистиллята и углекислоты выпускных газов и т.п. Тепловые потери у некоторых типов ГПА с газотурбинным приводом составляют 60-70%, а с охлаждающей водой - до 2,5% от
количества теплоты, введенной с топливом; в поршневых ГПА теряется с выпускными газами 30-40%, с охлаждающей водой - 19-37% теплоты топлива.
На основе анализа эксплуатационных показателей работы ГПА для ликвидации дефицита тепловой энергии на КС при особо низких температурах наружного воздуха предложено:
• оборудовать 34 агрегата типа ГТ-6-750 утилизационными теплообменниками, что дает дополнительный прирост тепловой энергии на уровне 480,5-103 кДж/час только по предприятию "Севергазпром";
• оборудовать 22 агрегата ГПА-Ц-6,3 утилизационными установками, что дает дополнительно 146,5-Ю3 кДж/час тепловой энерпии;
• на компрессорных станциях с большими потребителями тепла установить дополнительно резервные котельные установки, способные покрывать дефицит тепловой энергии при низких температурах.
Одним из направлений повышения эффективности магистрального транспорта газа является снижение потерь газа за счет устранения негерметичности газопроводов и запорных устройств, выброса газа в атмосферу при проведении ремонтных работ и продувок, пуска ГПА в работу и т.д., что составляет примерно 95% от общих потерь газа в магистральных газопроводах.
Анализ результатов, полученных в процессе исследований, позволил определить пути эффективного устранения утечек, выбрать наилучший вариант при ремонте и реконструкции технологического оборудования, определить эффективность альтернативных решений по снижению потерь газа на КС при пусках и остановках ГПА.
В процессе эксплуатации линейной части магистрального газопровода периодически возникает необходимость в профилактических, планово-предупредительных и других видах ремонтов отдельных его участков. Проведению перечисленных работ всегда предшествует сброс в атмосферу больших объемов транспортируемого газа при опорожнении участков газопроводов.
Исследования по разработке и внедрению эффективных систем утилизации газа при ремонтах магистральных газопроводов показывают, что из всех предлагаемых на сегодняшний день методов утилизации газа при ремонтах газопроводов наиболее эффективным с точки зрения автономности, сокращения времени ремонта, наиболее полного опорожнения участка газопровода, является мобильный ГПА. Внедрение их в практику газотранспортных предприятий значительно сократит потери газа, позволит дополнительно направить потребителям ЕГС около 1 млрд. м3 газа ежегодно, а также существенно снизить загрязненность атмосферы в районах прохождения магистральных газопроводов.
Опыт эксплуатации компрессорных станций МГ показывает, что в условиях переменного режима работы газопровода, ГПА в целом ряде случаев недозагружены, работают не на оптимальной степени сжатия по станции, частоте вращения вала нагнетателя и мощности ГТУ. Все это, естественно, приводит к перерасходу топлива по станции, недоиспользованию установленной мощности КС и, как следствие, к снижению технико-экономических показателей транспорта природного газа в целом.
В связи с этим были проведены исследования по оценке возможности перехода работы компрессорной станции на другой - технологически подобный режим работы КС, при той же степени сжатия по нагнетателям, подаче того же количества газа через станцию, но при более высокой загрузке каждого из работающих агрегатов по частоте вращения и по мощности.
Решение поставленной задачи с определением возможной экономии энергозатрат осуществлено на основе совмещения энергетической и технологической характеристик ГПА.
Под энергетической характеристикой в данном случае понимается характеристика нагнетателя, определяемая величиной удельных энергетических затрат N/G=:N/G т}мех~ДЬ/т]мех в зависимости от режимных параметров (пи О).
При известном типе нагнетателя совмещение характеристик осуществ-
ляется при заданной плотности газа по воздуху (А), давлении и температуре газа на входе нагнетателя {Р1г Ь), частоте вращения (п) и производительности
(О).
В этом случае система расчетных зависимостей принимает следующий
вид:
Л^=А7т]мех=Лп,0) (15)
\ ие=/(п,0) (16)
АН =/(п, О); АИе= АН/т]мх =/(п,0) (17)
Построение и совмещение характеристик АИе=/{п, 0) и е=/(п,0) дает возможность определить наиболее оптимальную режимную точку работы как по условию Аке=пйп, так и по условию т]пол=тах.
Принципиально новым является и предложенный подход оптимизации работы ГПА не по паспортным (постоянным) характеристикам, а по их индивидуальным, эксплуатационным характеристикам, полученным по результатам диагностирования.
Решение этой задачи основано на применении 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. Как показали результаты проведенного анализа, за счет перераспределения нагрузки параллельно работающих агрегатов рассматриваемого типа, при варьировании коэффициента технического состояния центробежных нагнетателей (ЦЕН) по политропному КПД и коэффициента технического состояния ГТУ по эффективной мощности в пределах 0,85-1,0 может быть получено снижение удельного расхода топливного газа до 4 %, что в абсолютном исчислении составляет более 12000 м3/сут.
Одним из наиболее эффективных и малозатратных способов повышения пропускной способности газопроводов и экономики трубопроводного транс-
порта газа является внутренняя изоляция труб. Реализация этого направления повышения эффективности транспорта газа может быть обеспечена в рамках существующей технологии и техники строительства и эксплуатации газопроводов.
Оценка влияния шероховатости внутренней поверхности газопроводов на его пропускную способность приведена в табл. 2.
Таблица 2
Влияние внутренней изоляции на пропускную способность __газопрвода_
Шероховатость, мкр. Пропускная способность, %
Базовый показатель 30 100
Возможный диапазон 15 106,3
10 110,0
7,5 113,5
В четвертой главе проведено сопоставление эффективности эксплуатационных параметров электроприводных и газотурбинных установок с точки зрения реализации предложенной автором концепции повышения эффективности работы газотранспортных систем.
Одним из подходов к решению поставленной задачи снижения энергозатрат на транспорт природного газа является метод, основанный на использовании в качестве привода нагнетателя такого двигателя, который имел бы минимальный расход топлива на выработку одного кВтч энергии на муфте нагнетателя. Это положение можно использовать как при первоначальном выборе вида привода для КС, так и при выборе вида привода в условиях эксплуатации, когда на одной станции, но в разных цехах, уже смонтированы и эксплуатируются электроприводные и газотурбинные агрегаты. Анализ альтернатив выбора сделан применительно к КС "Давыдовская" предприятия «Мострансгаз». Данные рис. 4 показывают изменение стоимости единицы выработанной энергии (кВтч) на КС «Давыдовская» при различных сроках эксплуатации ГПА на различных режимах работы газопровода (различной
величине относительного колебания в подаче газа по газопроводу, /3). В силу того, что все компрессорные станции газотранспортной системы страны практически построены по типовому проекту, то вывод, сделанный на основе расчетной реконструкции КС «Давыдовская», можно распространить и на целый ряд других компрессорных станций ОАО «Газпром».
Анализ результатов свидетельствуют о том, что при принятых исходных данных расчета газотурбинный агрегат оказывается значительно экономнее по сравнению с электроприводным агрегатом. Данные расчетов показывают, что сильное влияние на результаты оказывает цена на отпускаемую электроэнергию для электроприводных ГПА. Одновременно анализ данных свидетельствует и о том, что значительная разница в капитальных затратах между электроприводными (без учета расходов на ЛЭГГ, электроподстанции, трансформаторные установки и т.п.) и газотурбинными агрегатами приводит к тому, что в первые годы начала эксплуатации (после проведения реконструкции КС) расходы на эксплуатацию электроприводных агрегатов оказываются несколько ниже, чем для газотурбинных агрегатов. При цене на электроэнергию 0,355 руб/кВтч. оптимальный срок эксплуатации по условию равенства дисконтированных затрат наступает примерно после 4-5 лет эксплуатации, при цене за электроэнергию на уровне 0,6 руб./кВтч - после 1,5-2 года эксплуатации. Это наглядно свидетельствует о значительной роли цены на электроэнергию для эксплуатации электроприводных агрегатов, что в значительной степени и сдерживает целесообразность их использования в том или ином регионе страны.
Вывод в пользу использования газотурбинного вида привода на КС в определенной степени подтверждается и опытом эксплуатации КС, когда при определенном снижении подачи газа по газопроводам фактическое время использования электроприводных ГПА по сравнению с газотурбинными значительно сокращается.
Газотурбинный тип привода
Электроприводные ГПА
Рис. 4. Изменение стоимости энергии (кВт ч) на валу нагнетателя в зависимости от срока эксплуатации ГПА при различных значениях относительной амплитуды колебаний (р) в подаче газа по газопроводу.
В пятой главе приведены результаты исследований по систематизации и разработке технических средств и технологий для реконструкции и технического перевооружения линейной части газопроводов в соответствии с изменением требований к структуре и параметрам технико-экономической эффективности, надежности, промышленной и экологической безопасности ГТС.
Методология повышения эксплуатационной надежности и безопасности ГТС и этапы реализации задач приведены на рис. 5.
На первом этапе 1991-2002 гг. за счет проведения технической диагностики и проведения выборочного ремонта была поставлена цель и обеспечено ее достижение - уменьшение числа отказов ГТС, а также стабильность ее основных эксплуатационных параметров (рис. 6).
На втором этапе было необходимо поддержать и повысить надежность и безопасность ГТС за счет создания комплексной программы по ремонту и реконструкции. Под руководством автора комплексная программа по реконструкции ГТС разработана и реализуется с 2003 года. Структура управления эксплуатационной надежностью ГТС приведена на рис. 7.
Первое направление реконструкции линейной части включает в себя ликвидацию «узких мест» для обеспечения перспективных газопотоков и снижения энергозатрат в транспорте газа. Сюда относится прокладка дополнительных ниток и лупингов, сооружение межниточных перемычек, строительство отводов, газораспределительных станций, газоизмерительных станций. Объемы работ по этому направлению определяются исходя из анализа пропускной способности участков газотранспортных систем и планов развития газоснабжения.
Второе направление реконструкции линейной части обеспечивает повышение надежности и безопасности газопроводов, а также продление сроков их эксплуатации. В настоящее время и на перспективу для этого направления определены следующие программы и виды работ: • реконструкция водных переходов;
Восстановление технического состояния и гарантированного срока службы за счет капитального ремонта и реконструкции ■ ■ Ь ■ .~7~'~ ■ >
Диагностика
Магистральные газопроводы - 150 тыс.км
I ДЮййШЭ'Л fi-t-libiiiiSILLf««^»«- .ЖШ «.¿iL
jfi 'рт
да«
■iSlI "«пК"4 '»lili -"-Hfei
2010
2003 2002-
1991
годы
Рис. 5. Методология под держания и повышения эксплуатационной надежности и безопасности
ГТС.
к> см
-/
Ч * ш
^ А
I см"
/
¿4
со к
/
Vе" «"' * "
о>
то"
ГЦ сч
1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
—• - объемы дефектоскопии, тыс. км * отказы на 1000 км —» - объемы капитального ремонта, тыс. км
^ 0,0
Рис. 6. Влияние объемов капремонта и внутритрубной диагностики на отказы газопроводов ОАО
«Газпром».
»«яг- *м»
i
í. :
f t
l 1 r
Анализ результатов ремоитно- восстановительных работ и подготовка предложения по условиям дальнейшей эксплуатации газопровода
Повышение качества проектных работ
"1
£
Ш мяМг
----1
Повышение качества j строительно-монтажных работ
=з»чя sunuf^emo «явь вЛйь» гш-i-
Оценка остаточного ресурса и условий дальнейшей эксплуатации газопровода
Рис. 7. Структура управления эксплуатационной надежностью ЛЧ МГ.
• реконструкция газопроводов на склоновых участках, зонах карста, участках с отклонениями от проектного положения труб;
• реконструкция участков с взаимными пересечениями трубопроводов;
• реконструкция пересечений газопроводов с автомобильными и железными дорогами;
• реконструкция объектов линейной части для подготовки к внутри-трубной дефектоскопии;
• реконструкция систем электрохимзащиты;
• выносы газопроводов, пересекающие зоны жилой застройки.
Повышение надежности и безопасности газопроводов базируется на
планировании обследований и ремонтных работ исходя из приоритета трубопровода, определяемого соотношением (18)
Я = ¿/7, Я=1,2,...,6 (18)
¡=1
где Я1 - приоритет по дефектности, возрастающий с увеличением количества дефектов высшего ранга;
П2 - приоритет по нагрузке, возрастающий с увеличением отношения фактического давления к разрешенному рабочему Рфакт/Ррюр!
П3 - приоритет по конструктивной сложности трубопровода, возрастающий с увеличением количества крановых узлов, тройников, колен и кривых вставок, приведенный к единице длины трубопровода;
П4 - приоритет по транспортируемому продукту, возрастающий для трубопроводов, транспортирующих продукты в следующей последовательности: газ, конденсат, жидкий этан;
П$ - приоритет по масштабному фактору, возрастающий с увеличением диаметра, соответственно, для газопроводов и конденсатопроводов;
П6 - приоритет по количеству отказов, возрастающий с увеличением числа отказов по причинам коррозии, дефектов труб и сварных соединений;
Яг- определяется в баллах в диапазоне от 0 до 4 (табл. 3). Больший приоритет оценивается и более высоким баллом. Согласно вышеприведенным
приоритетам для каждого трубопровода устанавливается ежегодный объем работ по идентификации и ремонту поврежденных участков.
Таблица 3
Оценка приоритетов трубопроводов на техническое обслуживание
Приоритет Баллы
1 2 3 4 5 6
0 1 2 3 4
д опасные дефеты ' длина участка, км Пет Менее 1,0-3,0 3,0-5,0 Более
дефектов 1,0 5,0
^ фактическое давление разрешающее давление Менее 0,50 0,500,70 0,70-0,85 0,85-0,95 0,951,00
п количество узлов, деталей " з - длина участка, км Менее 0,1-0,4 0,4-0,7 0,7-1,0 Более
1,0 1,0
Щ (продукт) Газ Газ, Конден- Жидкий ШФЛУ
(без продукт сат (без этан (без (без
корро- (с кор- коррози- коррози- корро-
зион- розион- онно- онно- зионно-
ноак- ноак- активных активных актив-
тивных доба- тивными добав- добавок) добавок) ных доба-
вок) ками) вок)
П5 газопроводы (диаметр) продуктопровода (диаметр) Менее 219 Мене 219 219-377 219-273 530-720 325-377 1020-1220 530 1420 720
д количество отказов 6 длина участка, км Нет отказов Менее 0,03 0,03-0,06 0,06-0,09 Более 0,09
На основе выполненных работ по обследованию и анализу всех элементов линейной части газопровода осуществлено формирование программы работ по реконструкции линейной части, в рамках которой необходимо провести реконструкцию почти 11 тыс. км трубопроводов, в т.ч. замену труб по коррозионному и стресс-коррозионному состоянию - 7431 км (68%), выносы из зон жилой застройки - 420 км (4%); реконструкция отводов - 1400 км (13%).
В шестой главе выполнено исследование перспектив внедрения концептуальных положений стратегии развития и реконструкции ГТС на примерах предприятия "Севергазпром".
Исходя из прогнозных оценок запасов газа Уренгойского, Юбилейного, Ямсовейского и Заполярного месторождений, находящихся в настоящее время в разработке, а также запасов газа, вводимых в ближайшей перспективе в разработку на Южно-Русском, Юрхаровском, Береговом и ряде других месторождений, были оценены перспективные объемы подачи газа в магистральные газопроводы Центрального направления и состояние газотранспортной системы предприятия "Севергазпром".
Протяженность трубопроводов в однониточном исполнении на данном предприятии составляет 9154,4 км и включает в себя все характерные для ЕСГ условия.
Более 70% магистральных трубопроводов эксплуатируется более 20 лет. По результатам оценки технического состояния газопроводов (гидравлических испытаний, внутритрубной дефектоскопии и интенсивности аварийных разрушений) на 13 участках общей протяженностью 1162 км установлено разрешенное рабочее давление ниже проектного.
По состоянию на 01.01.2003 г. свыше 50% стационарных ГПА выработали установленный ресурс 100 тыс. час.
Анализ прогнозной наработки агрегатов КС показывает, что подлежат замене или требует принятия решения по их дальнейшей эксплуатации:
• 78,6% стационарных ГПА (при установленном ресурсе 100 тыс. час.);
• 100% двигателей НК-12СТ агрегатов ГПА-Ц-6,3 (при ресурсе 33 тыс. час.);
• 83% двигателей ДР-59Л (блоков ПТУ-10), (при ресурсе 65 тыс.).
На стадии реконструкции газотранспортной системы предприятия "Севергазпром" предлагаемые мероприятия ориентированы на создание и внедрение новых технологий и оборудования по следующим направлениям:
- обновление и модернизация парка ГПА и вспомогательного оборудования КС;
- изменение конфигурации отдельных участков газотранспортной сети (ликвидация "узких мест");
- переход на низконапорную технологию транспорта газа;
- внедрение эффективных систем управления и совершенствование систем измерения расхода газа;
- повышение газотранспортной эффективности линейной части.
В основу этих мероприятий были положены результаты прикладных исследований по созданию перспективных технологий для повышения экономической эффективности, производительности и надежности объектов ГТС, снижения их энергоемкости, ресурсопотребления, техногенного воздействия, а также технических средств и технологий для реконструкции и технического перевооружения линейной части газопроводов.
В седьмой главе представлены результаты внедрения материалов исследований в практику деятельности предприятия "Севергазпром". С целью снижения капитальных затрат основным вариантом реконструкции принята установка новых ГПА и другого технологического оборудования на место демонтируемых с использованием существующих фундаментов и зданий компрессорных цехов. Реконструкция КС осуществляется в несколько этапов без остановок компрессорных цехов и снижения объемов транспорта газа.
Основными техническими решениями по реконструкции компрессорных цехов предусматривается:
• установка ГПА единичной мощностью 16 МВт с к.п.д. 34-36% в условиях компрессорной станции с полнонапорными нагнетателями и сменными проточными частями (СПЧ) вместо агрегатов ГТК-10-4;
• реконструкция цехов с установкой агрегатов типа ГПА-12 "Урал" вместо ГПА-Ц-6,3 (КС-12 Микунь, КС-16 Юбилейная, КС-18 Мышкин);
• реконструкция компрессорных цехов с агрегатами ГПУ-10 на ГПА-16 "Урал" с использованием полнонапорных нагнетателей;
• реконструкция сетей связи предприятия "Севергазпром" с целью создания единой транспортной среды передачи разнородной информации со всех объектов во взаимоувязанной информационно-управляющей системе отрасли;
• ввод в эксплуатацию (поэтапный) локальных систем управления объектами газотранспортной системы.
При реконструкции линейной части предусматривается:
• вывод из эксплуатации системы газопроводов на рабочее давление 5,4 МПа, демонтаж оборудования и использование освободившихся площадей для строительства объектов газопроводов Ямал-Европа;
• перевод линейной части газопроводов на рабочее давление 5,4 МПа в категорию газопроводов распределителей для подачи газа потребителям;
Доведение производительности газотранспортной системы трубопроводов до проектной осуществляется за счет:
• снятия ограничений по рабочему давлению на отдельных участках газопроводов;
• снижения температуры транспортируемого газа по газопроводу за счет установки ABO газа на всех компрессорных станциях.
Для снятия ограничений по рабочему давлению и обеспечению безаварийного транспорта газа предусматривается широкое проведение внутри-трубной дефектоскопии с выбраковкой и последующей заменой трубы как на участках с ограниченным давлением, так и на участках, где ранее дефектоскопия не производилась.
Для оценки экономической эффективности программ реконструкции и развития систем трубопроводного транспорта принят метод экономического анализа потоков наличности с учетом динамики тарифных ставок и цен, процессов эскалации затрат, инфляции и фактора времени (путем дисконтирования).
Затратная часть в реконструкцию определена по различным направлениям: линейная часть, компрессорные станции, ЭХЗ связь, АСУ и телемеханика. Дифференциация инвестиций по направлениям затрат была сделана для всех газотранспортных предприятий.
Период освоения затрат принят в диапазоне 2002-2006 гг. (по годам).
Суммарные затраты в инвестиции для реконструкции за 5 лет составляют 230,6 млрд. руб. (в текущих ценах).
Затраты при реконструкции КС составляют 81,6 млрд. руб. (35,4%), стоимость технического перевооружения линейной части - 74,0 млрд. руб., а с учетом ЭХЗ - 79,1 млрд. руб. (34,3%). Инвестиции в энерговодоснабжении составляют 25,2 млрд. руб. (10,9%), системы связи и АСУ требуют затрат 44,6 млрд. руб. (19,3%).
Технологический эффект реконструкции рассмотрен по следующим показателям:
- увеличение производственной мощности газотранспортной системы относительно ее значения на начало периода реконструкции - 2002 г.;
- увеличение производственной мощности газотранспортной системы относительно уровня производственной мощности в 2006г., прогнозируемого в случае отказа от реконструкции на период 2002-2006г.;
- дополнительная поставка газа за период 2002-2006 гг.;
- увеличение возможностей экспорта газа за счет реконструкции ГТС по требованиям экспортных газопотоков;
- улучшение технических и экологических характеристик парка газоперекачивающих агрегатов за счет их замены и модернизации;
- снижение затрат газа на собственные нужды КС за счет реконструкции компрессорных станций;
- экономия топливного газа за период 2001-2005 гг.;
- снижение выбросов вредных веществ в атмосферу (оксидов азота);
- снижение затрат на ремонтно-техническое обслуживание для всего парка газоперекачивающих агрегатов;
- сокращение численности обслуживающего персонала;
- сокращение числа ГПА за счет укрупнения их единичной мощности;
- повышение технической безопасности транспорта газа;
- повышение надежности поставок газа за счет реконструкции ГРС;
Повышение точности учета газа за счет сооружения газоизмерительных
станций и пунктов замера и регулирования газа.
С 2006 года по 2021 год значения выше приведенных показателей принимаются неизменными. (Табл. 4).
Стоимостные значения перечисленных выше эффектов определялись на основании отчетных данных и нормативных материалов. Величина эффекта от увеличения производительности газотранспортных систем рассчитывалась как разница между стоимостью реализации газа и затратами на добычу и транспорт газа.
Таблица 4.
Виды ожидаемого технологического эффекта
№№ Показатель Эффект
1 2 3
1. Увеличение производственной мощности газотранспортной
системы:
- после 2006 г. относительно 2002 г.; 15 млрд. куб м/год
- суммарное увеличение ТВП, с учётом предотвращения де-
градации; 35 млрд. куб м/год
2. Увеличение возможностей экспорта газа 5,0 млрд. куб м/год
3. Обновление парка ГПА в т.ч. 8,7 млн.КВт /211 КЦ
- за счет замены на современные типоразмеры 264 ед. (36,1%)/
3616 МВт (41,7)
- за счет модернизации 467 ед. (63,9%)/
5060 МВт (58,3)
4. Сокращение количества ГПА за счет укрупнения единичной 180ед.
мощности
5. Снижение затрат топливного газа
- снижение годовых затрат (на конец 2005г.) 5,0 млрд. куб м/год
- за период 2002-2006 гг. 10,0 млрд. куб м
6. Снижение затрат на ремонтно-техническое обслуживание 336 млн. руб.
ГПА
7. Снижение выбросов вредных веществ в атмосферу (оксиды 45 тыс. т/год
азота)
8. Приведение объектов к требованиям СНиП по надежности и
безопасности, в том числе:
• реконструкция переходов через автомобильные и желез- бед.
ные дороги
• реконструкция водных переходов 3 ед.
• выносы газопроводов из зон жилой застройки 406 км
• замена запорной арматуры 215 ед.
9. Реконструкции ГРС для повышения надежности газоснаб- 482ед.
жения
10. Сооружение ГИС и ПЗРГ 39 ед.
Основные выводы
1. На основании выполненных исследований, экспериментальных и практических разработок осуществлено теоретическое обобщение и решение крупной научной и практической проблемы, заключающейся в повышении эффективности трубопроводного транспорта газа на базе концепции развития и реконструкции объектов ЕСГ, целевых программ создания высокоэффективных ресурсосберегающих производственно-технологических процессов, организационных структур и функций управления.
2. Развиты принципы системного анализа и оценки состояния объектов газотранспортных систем, которые эффективно реализуют методы математического и экономического моделирования в сочетании с использованием оптимизационных критериев принятия решений в задачах оценки и прогнозирования динамики развития ГТС, обусловленных физическим и моральным износом технических средств и технологии, научно-техническим прогрессом, процессом адаптации ГТС к современным техническим, технологическим, экономическим, экологическим и политическим требованиям.
3. Разработаны методы и модели формирования и реализации научной концепции, включая структуру и методологию организации целенаправленных теоретических и опытно-экспериментальных исследований по созданию прогрессивных методов и алгоритмов устранения технических и технологических противоречий в процессе развития и реконструкции ГТС.
4. Разработана система иерархически упорядоченных аналитических методов, комплекс формализованных математических моделей, методик и алгоритмов технологических расчетов, процедур анализа и синтеза процессов оптимизации параметров ГТС, системных математических моделей принятия решений для оптимизации сложных газотранспортных систем в условиях неопределенности, повышения экономической эффективности, производительности и надежности ГТС, снижения их энергоемкости, ресурсопотребления, техногенного воздействия и созданы методики и алгоритмы их решений.
5. На основе углубления и развития системно-целевой методологии применительно к задачам реконструкции ГТС определены приоритетные направления совершенствования техники, технологии, методов организации и управления, а также разработан комплекс моделей, технических и технологических решений, которые позволяют практически реализовать резервы эффективности ГТС.
6. Внедрен комплекс технических и технологических решений при реализации программ эксплуатации и реконструкции газотранспортных систем, включая новые методы реконструкции и технического перевооружения магистральных газопроводов и компрессорных станций, обеспечивающий более высокие показатели экономичности ГТУ (на уровне до 40%), надежности (наработка на отказ не менее 3500 час, межремонтный ресурс не менее 20000 час.), экологической безопасности (концентрация оксидов азота на выхлопе ГТУ не более 50 мг/нм3), а также снижение потерь газа на магистральных газопроводах и компрессорных станциях и утилизацию вторичных энергоресурсов.
7. Создана системная методология, включающая весь необходимый комплекс взаимосвязанных методов, способов, моделей, алгоритмов, технических и технологических решений, которая обеспечивает решение крупной научно-технической проблемы - проблемы адаптации действующей ГТС к современным техническим, технологическим, экономическим, экологическим и политическим требованиям и конкретным условиям функционирования.
Основные результаты работы представлены в следующих публикациях
1. Будзуляк Б.В., Литманов Л.Х. Прибор для измерения утечек газа. М.: Газовая промышленность, приложение "Экология газовой промышленности". 1986.-С. 14-15.
2. Будзуляк Б.В. Проблемы магистрального транспорта газа, пути их решения. Материалы совещания "Пути совершенствования обслужива-
ния и ремонта магистральных газопроводов", (г. Свердловск, 19-22 марта 1990). -М: ВНИИЭгазпром, 1990, - С. 5-15.
3. Будзуляк Б.В. Итоги работы предприятий отрасли в осенне-зимний период 1990-1991 гг. и задачи по подготовке к зиме 1991-1992 гг. Материалы совещания руководящих работников предприятий ГК "Газпром" по вопросам обеспечения надежного газоснабжения народного хозяйства страны в осенне-зимний период 1991-1992 гг. (г. Саратов, май
1991 г.). М.: ВНИИЭгазпром, 1991. - С. 1-12.
4. Боксерман Ю.И., Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н. Развитие топливно-энергетического комплекса в СНГ. "Газовая промышленность", № 10,
1992 г.. - С. 1-3, (продолжение на с.ЗО).
5. Bogdan Budsuljak. States and procpects of gas motor fuel application in Russia and is states. The 3 rd Biannual International Conference. Exhibition on natural gas vehicles. Goteborg, Sweden, September 22-25 1992, Proceedings. - C. 49-54.
6. Васильев Ю.Н., Нестеров В.Д., Будзуляк Б.В. Интенсификация теплоотдачи в регенераторах газотурбинных ГПА. М.: "Газовая промышленность", №1,1993.-С. 25-27.
7. Будзуляк Б.В., Леонтьев Е.В., Бойко A.M. Концепции и профамма реконструкции российских газопроводов. М.: "Газовая промышленность", №6, 1993.-С 1-4.
8. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н. и др. Экологическая безопасность использования газомоторного топлива. М.: «Газовая промышленность», №9,1993.-С. 28-30.
9. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Нестеров В.Д. Исследование и разработка новых регенераторов для техперевооружения компрессорных цехов. Сб. науч. тр. / Повышение эффективности и надежности газотранспортного оборудования. -М.: ВНИИГАЗ, 1993. - С. 20-23.
10. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Ефанов В.И., и др. Реконструкция и техническое перевооружение магистральных газопроводов. Сб. науч.
тр. / Повышение эффективности и надежности газотранспортных систем. М.: ВНИИГАЗ, 1993. - С. 6-8.
11. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Лось В.Н. и др. Определение потерь газа на магистральных газопроводах и разработка путей их снижения. / Повышение эффективности и надежности газотранспортных систем. М.: ВНИИГАЗ, 1993.-С. 8-11.
12. "Отраслевая научно-техническая программа РАО "Газпром" - "Комплексная система диагностики и технической инспекции магистральных газопроводов России". РАО «Газпром», 1994. - С. 4-8.
13. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Чириков К.Ю., Беляев И.Г. Газоснабжение железнодорожного и водного транспорта. М.: "Газовая промышленность", №1, 1994. - С. 32-35.
14. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Чириков К.Ю. Новые газоперекачивающие станции для сжатого природного газа. М.: "Газовая промышленность", №5,1994. - С. 16-17.
15. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Чириков К.Ю. Газообеспечение автотранспорта в городских условиях. М., Газовая промышленность, № 3, 1995. - С. 23-26.
16. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н. и др. Сжиженный природный газ для большегрузных автомобилей. М., Газовая промышленность, № 2, 1996. -С. 11-13.
17. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Чириков К.Ю. Резервы энергосбережения и охраны окружающей среды. М., Газовая промышленность, № 5, 1996.-С. 69-71.
18. Будзуляк Б.В. Портрет отрасли. М.: Газовая промышленность - приложение "Экология газовой промышленности", 1996. - С. 3-5.
19. Будзуляк Б.В., Гайнуллин Ф.Г., Звягинцев К.Н. и др. Природный газ на транспорте. М.: Газовая промышленность, №5, 1997. - С. 50-52.
20. Будзуляк Б.В., Бойко А.М., Поршаков Б.П. Состояние и перспективы развития газотранспортной системы страны. Известия Высших учеб-
ных заведений //Тюменский государственный нефтегазовый университет, серия "Нефть и газ", № 1,1997. - С. 46-48.
21. Сударев A.B., Будзуляк Б.В. и др. Керамика - ключ к резкому улучшению экономических и экологических характеристик ГПА. Сбор. док. ежегодного международного конгресса. М.: 1997. - С. 15-18.
22. Будзуляк Б.В. Проблемы и задачи РАО "Газпром" по обеспечению эффективной противокоррозионной защиты объектов отрасли. Сбор, материалов "Разработки и производство новых технологических систем, средств, материалов и методов защиты подземных механических сооружений от коррозии". М.: 1997. - С. 10-12.
23. Bogdan Budzuliar, Victor Stativko and Eugene Pronin. A profile of Russia's resilient natural gas vehicle program. "World", № 7,1998. - C.5-7.
24. Будзуляк Б.В. Транспорт газа: от трубы до ракеты. М.: Газовая промышленность, № 3, 1998. - С.8-9.
25. Будзуляк Б.В. Приоритеты определены. М.: "Мир связи", № 7-8, 1998. -С. 24-27.
26. Будзуляк Б.В. Математическая модель поиска эффективности решений в процессе реконструкции системы магистральных газопроводов. НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт". М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1998, № 4. С. 26-29.
27. Будзуляк Б.В., Бордюгов А.Г. Сценарий эмиссии парниковых газов в газовой промышленности. М.: Газовая промышленность», приложение, "Экология газовой промышленности", 1998. - С. 17-19.
28. Будзуляк Б.В. Транспорт газа: космические технологии развития. М.: "Мир связи", № 7-8,1998, - С. 30-32.
29. Будзуляк Б.В. Принципы прогнозирования процессов реконструкции системы магистральных газопроводов. НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт". М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1998, № 3. - С. 13-15.
30. Будзуляк Б.В. , Бойко А.М., Седых А.Д. и др. Керамические воздухоподогреватели для регенеративных ГТУКС. М.: Газовая промышленность, № 5,1998. - С. 28-30.
31. Будзуляк Б.В., Стативко B.JL, Усошин В.А. Стандартизация автомобильных газовых баллонов. М.: "Газовая промышленность, № 11, 1998. - С. 44-45.
32. Будзуляк Б.В., Чигир В.Г., Егурцов С.А. и др. Прогнозы. Проекты. Проблемы. М.: "Нефть, газ и бизнес", № 5, 1998. - С. 6-7.
33. Будзуляк Б.В., Деревягин А.М., Селезнев C.B. Конденсационный гигрометр «КОНГ-Прима-2». М.: Газовая промышленность, № 7,1999. - С. 57-59.
34. Будзуляк Б.В. Анализ конкурирующих предложений по проведению технической диагностики трубопроводных систем. НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт". М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999, № 1. - С. 3-9.
35. Будзуляк Б.В. Общие подходы к составлению оптимизационных схем работы газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях НТС «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999, № 3. - С. 8-11.
36. Будзуляк Б.В., Поршаков Б.П. Технико-экономическое сопоставление газотурбинного и электрического типа приводов (на примере КС "Давыдовская"). НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт". М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999, № 4. - С. 12-18.
37. Будзуляк Б.В., Дедешко В.Н., Салюков В.В., и др. Ремонт линейной части магистральных газопроводов. М.: "Газовая промышленность", № 11,1999-С. 33-36.
38. Будзуляк Б.В., Халлыев Н.Х., Селиверстов В.Г. и др. Восстановление
эксплуатационных параметров магистральных трубопроводов. М.: Сборник ОАО "Газпром", 1999. -С. 12-13.
39. Будзуляк Б.В. Идеология и общая концепция реконструкции объектов газотранспортной системы. Материалы совещания генеральных директоров газотранспортных и газодобывающих предприятий ОАО "Газпром". Сочи, ноябрь, М., ИРЦ «Газпром», 1999. - С. 17-19.
40. Будзуляк Б.В., Дедешко В.Н., Сизоненко A.C. и др. Внутритрубная инспекция газопроводов. М.: "Газовая промышленность", № 1, 2000. - С. 48-50.
41. Будзуляк Б.В., Васильев Г.Г., Иванов В.А. и др. Организационно-технологические схемы производства работ при сооружении магистральных трубопроводов. Учебное пособие. -М.: ИРЦ Газпром, 2000. С. 416.
42. Будзуляк Б.В., Бойко A.M., Кучин Б.Л. Моделирование стратегии развития трубопроводного транспорта газа. М.: Газовая промышленность, № 3,2000. - С.24-27.
43. Будзуляк Б.В. Экологическое сотрудничество ОАО "Газпром" и компании "Рургаз" в области охраны мирового климата. М.: "Нефть, газ и бизнес", № 1,2000. - С. 27-26.
44. Будзуляк Б.В., Сулейманов P.C., Фаворский О.Н., Харионовский В.В. Обеспечение надежности газопроводов Севера России. М.: "Промышленность России", № 2,2000. - С. 33-35.
45. Будзуляк Б.В., Седых А.Д., Бойко А.М. и др. Страхование рисков при эксплуатации ГТС. М.: Газовая промышленность, № 7,2000. - С. 58-60.
46. Будзуляк Б.В., Бойко A.M., Седых А.Д., Кучин Б.Л. Концепция стратегического планирования инвестиционных проектов при реконструкции ГТС. М.: Газовая промышленность, № 8, 2000. - С.43-
47. Будзуляк Б.В., Алфеев В.Н., Апостолов A.A. и др. Прогнозирующий мониторинг системы газопроводов. М.: Газовая промышленность, № 8, 2000. - С.47-49.
48. Будзуляк Б.В. О мерах по обеспечению эффективной противокоррозионной защиты объектов отрасли. Сборник ОАО "Газпром", М.: 2000, - С. 5-8.
49. Будзуляк Б.В. Повышение энергосбережения на транспорте газа за счет реконструкции регенеративных газотурбинных установок. НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт". М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000, № 1. - С. 10-15.
50. Будзуляк Б.В. Идентификация требований к параметрам модернизации и реконструкции объектов трубопроводной системы. НТС "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт". М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000,№2. -С. 11-16.
51. Будзуляк Б.В., Седых А.Д., Бойко A.M. и др. Стратегический риск при реконструкции и развитии газотранспортных систем. М.: Газовая промышленность, № 1, 2001. - С. 13-14.
52. Будзуляк Б.В., Алфеев В.Н., Козаченко А.Н. и др. Прогнозирующий и коррозионный мониторинг магистральных газопроводов. Материалы П-го Международного Конгресса, Салехард, 2001. Т. 12. - С. 198-204.
53. Будзуляк Б.В., Кучин Б.Л. Эффективные стратегии реконструкции и развития ГТС. М.: Газовая промышленность, № 2,2001. - С. 32.
54. Будзуляк Б.В., Алфеев В.Н., Козаченко А.Н. и др. «Структурное состояние труб и металлоконструкций объектов газовой промышленности». М.: Газовая промышленность, № 7, 2001. - С. 37-40.
55. Будзуляк Б.В., Седых А.Д., Стативко B.JI. и др. Искусственные нейтронные сети для практического использования в ОАО «Газпром». М.: Газовая промышленность, № 7, 2001. - С. 64-69.
56. Будзуляк Б.В. Методология моделирования стратегий эксплуатации и развития газотранспортных систем ОАО «Газпром». М.: "Техника и наука", №1,2001.-С. 15-16.
57. Будзуляк Б.В., Сулейманов P.C., Ланчаков Г.А. и др. Разработка научных основ, комплекса технических решений и ресурсосберегающих технологий, обеспечивающих надежность, эффективность и экологическую безопасность транспортировки природного газа из районов Крайнего Севера России. М.: Сб. ОАО "Газпром", № 3,2001. - С. 24-26.
58. Будзуляк Б.В., Тычкин И.А., Ремизов В.В. и др. Эффективная защита объектов от коррозии. М.: Газовая промышленность, № 1, 2002. - С. 6669.
59. Будзуляк Б.В., Бойко А.М., Шайхутдинов А.З. и др. Системы автоматического управления и регулирования формы Compressor Controls Corporation. М.: Газовая промышленность, № 3, 2002. - С. 3160. Будзуляк Б.В., Салюков В.В., Харионовский В.В. Продление ресурса
магистральных газопроводов. М.: Газовая промышленность, № 7, 2002.
- С. 59-60.
61. Будзуляк Б.В., Дедешко В.Н., Басаргин Ю.М. Новые технические решения использованные на строительстве газопровода Россия-Турция. Материалы 12-го Международного Конгресса. Кубань, 2002. Т. 11. -С 13-21.
62. Будзуляк Б.В., Алфеев В.Н., Завальный П.Н и др. Система производственного прогнозирующего и коррозионного мониторинга магистральных газопроводов. М.: Газовая промышленность, № 9; 2002. - С. 43-47.
63. Будзуляк Б.В., Алфеев В.Н., Синеотников В.Н., Филиппов Г.А. Система прогнозирующего и коррозионного мониторинга МГ. М.: Газовая промышленность, № 8,2003. - С. 44.
64. Будзуляк Б.В., Губанок И.И., Салюков В.В., Велиюлин И.И. Концепция ремонта линейной части МГ. М.: Газовая промышленность, № 8, 2003.
- с. 62-65.
65. Будзуляк Б.В. Методология повышения эффективности системы трубопроводного транспорта газа на стадии развития и реконструкции. М.: Недра, 2003, -176 с.
Издательство ООО "МАКС Пресс". Лицензия ИД № 00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 25.08.2003 г. Формат 60x90 1/16. Усл.печ.л. 3,0. Тираж 100 экз. Заказ 572. Тел. 939-3890,939-3891,928-1042. Тел./факс 939-3891. 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В.Ломоносова.
»13040
2lo©S'-/I
íyó^O
Содержание диссертации, доктора технических наук, Будзуляк, Богдан Владимирович
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА I СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ РАЗВИТИЯ
1.1. Оценка состояния и анализ перспектив развития и реконструкции ГТС.
1.2. Базовые принципы формирования программ реконструкции системы магистральных газопроводов.
1.3. Общая постановка задачи планирования и оперативного управления процессами реконструкции и развития газотранспортных систем.
ГЛАВА П ИДЕНТИФИКАЦИЯ МОДЕЛЕЙ И КРИТЕРИЕВ 67 СТРАТЕГИЙ РАЗВИТИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА.
2.1. Моделирование стратегий развития трубопроводного транспорта газа.
2.2. Критерии оценки эффективности программ реконструкции объектов газотранспортной сети.
2.3. Математическая модель поиска эффективных решений в процессе реконструкции системы магистральных газопроводов.
2.4. Алгоритм формирования комплексного критерия оценки решений по повышению эффективности работы ГТС в процессе ее реконструкции.
ГЛАВА III РАЗРАБОТКА ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЭНЕРГО- И РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ ГТС.
3.1. Повышение энергосбережении на транспорт газов за счет реконструкции регенеративных газотурбинных установок.
3.2. Системы утилизации вторичных энергопродуктов (ВЭП) при реконструкции КС.
3.3. Технологические решения по снижению потерь газа в процессе эксплуатации газопроводов.
3.4. Методы снижения потерь газа при производстве ремонтных работ на магистральных газопроводах.
3.5. Общие подходы к составлению оптимизационных схем работы газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях.
3.6. Техническая диагностика при проведении реконструкции и модернизации газотранспортных систем.
3.7. Оптимизация режимов работы компрессорной станции за счет сокращения числа работающих ГПА в условиях сохранения технологически подобного режима станции
3.8. Оптимизация режимов работы компрессорных станций с учетом технического состояния газоперекачивающих агрегатов.
ГЛАВА IV СОПОСТАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ И ГАЗОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ.
4.1. Состояние энергопривода компрессорных станций.
4.2. Исходные предпосылки сопоставления газотурбинных и электроприводных агрегатов на компрессорных станциях.
4.3. Методика технико-экономического сопоставления газотурбинного и электрического видов привода.
4.4. Исходные данные при сопоставлении газотурбинного и электрического типа приводов.
4.5. Результаты технико-экономического сопоставления газотурбинного и электрического типа приводов (на примере КС "Давыдовская").
ГЛАВА V ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ К РЕКОНСТРУКЦИИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
5.1 Методология поддержания и развития эксплуатационной надежности ГТС.
5.2. Цели и задачи реконструкции линейной части ГТС.
5.3. Оценка приоритетов трубопроводов на предремонтное обследование, ремонт и реконструкцию.
5.4. Формирование программы реконструкции линейной части ГТС.
5.5. Реконструкция участков линейной части магистральных газопроводов в зонах повышенного риска.
5.6. Управление риском при инвестировании ремонтов и реконструкции линейной части магистральных газопроводов.
ГЛАВА VI ИССЛЕДОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВ ВНЕДРЕНИЯ КОНЦЕПТУАЛЬНЫХ ПОЛОЖЕНИЙ СТРАТЕГИИ РАЗВИТИЯ И РЕКОНСТРУКЦИИ ГТС (НА ПРЕДПРИЯТИЯ "СЕВЕРГАЗПРОМ").
6.1. Анализ альтернативных вариантов развития газотранспортной системы Центрального направления.
6.2. Исследование основных параметров газотранспортной системы предприятия "Севергазпром".
ГЛАВА VII РЕАЛИЗАЦИЯ КОМПЛЕКСНОГО ПОДХОДА К РЕШЕНИЮ ЗАДАЧ РЕКОНСТРУКЦИИ И РАЗВИТИЯ ГТС (НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕКТОВ "СЕВЕР
ГАЗПРОМ").
7.1. Методика оценки эффективности программ реконструкции и развития систем трубопроводного транспорта.
7.2. Стратегический риск при реконструкции и развитии газотранспортных систем.
7.3. Количественная оценка эффективности программ реконструкции и развития систем трубопроводного транспорта.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методология повышения эффективности эксплуатации системы трубопроводного транспорта газа на стадии развития и реконструкции"
Система магистральных газопроводов ОАО «Газпром» сооружалась и развивалась структурно, организационно и технологически как единая система газоснабжения (ЕСГ). В настоящее время она включает в себя линейную часть протяженностью более 150 тыс. км, 246 компрессорных станций, состоящих из 695 компрессорных цехов с числом газоперекачивающих агрегатов (ГПА) 4037 общей установленной мощностью 42,9 млн. кВт., 22 подземных хранилищ газа объемом 100 млрд. м3 и 3365 газораспределительных станций. Средний возраст трубопроводов составляет 22 года, из них около 40% газопроводов имеет возраст более 20 лет. В этой ситуации значительная часть ГПА и вспомогательного оборудования морально устарела и физически изношена, а линейная часть характеризуется наличием участков с ограниченной работоспособностью. Таким образом, проблема технического состояния системы трубопроводного транспорта, ее дальнейшего развития и реконструкции является одной из наиболее острых проблем нефтегазового комплекса.
Под реконструкцией ГТС понимается переустройство, направленное на удовлетворение перспективных потоков газа, обеспечение высокой надежности газоснабжения, технической и экологической безопасности транспорта газа, повышение эффективности работы компрессорных станций и газопроводов. Реконструкция осуществляется путем модернизации и замены морально устаревшего и физически изношенного оборудования на высокоэффективное, надежное и безопасное, а также расширения действующих и строительства новых объектов в составе существующей ГТС.
Из анализа реального состояния ГТС страны объективно вытекает необходимость исследовать и реализовывать альтернативные стратегии повышения технологической эффективности газотранспортной системы в целом для различных иерархических уровней магистральных трубопроводов, с учетом максимального использования инфраструктуры существующих компрессорных станций, сокращения нового строительства за счет использования мощностей действующей системы.
Очевидно, что концепция реконструкции газотранспортных систем зависит от общей стратегии развития отрасли и, прежде всего, от динамики развития добычи и потребления газа.
Следует отметить, что постановка и решение комплекса задач, связанных с вопросами развития и реконструкции объектов ГТС, имеет сложный характер, т.к. сопровождается довольно высокой степенью риска, связанного с неопределенностью внешних по отношению к ГТС условий, постоянно уточняющихся в процессе проектирования, строительства и эксплуатации объектов ГТС. Кроме того, существуют противоречивые критерии различной важности как внутри системы, так и вне ее, а так же происходят количественные и качественные изменения правовых и нормативных требований в области промышленной и экологической безопасности, экономического и административного регулирования.
В целом адаптация ГТС к современным техническим, технологическим, экономическим, экологическим и политическим требованиям, определение основных направлений ее развития, обусловленных физическим и моральным износом технических средств и технологии, научно-техническим прогрессом, процессом адаптации отраслевой науки к потребностям отрасли в меняющихся условиях хозяйствования представляет собой длительный, инерционный и капиталоемкий процесс и требует создания перспективных методов и моделей разработки, поддержки и реализации новых технических решений.
Исследованию существенных, но относительно локальных задач указанной проблемной ситуации в настоящее время в той или иной мере посвящено большое число разработок. Важные результаты были получены ведущими учеными отрасли, из которых необходимо отметить работы Березина В.Л., Бородавкина П.П., Бикчентая Р.Н., Бойко А. М., Гриценко А.И., Грачева В.В., Зарицкого С.П., Иванова В.А., Иванцова О.М., Крылова Г.В, Одишария Г.Э., Поршакова Б.П., Седых А.Д., Телегина Л.Г., Тухбатулина Ф.Г., Халлыева Н.Х., Яковлева Е.И., и других специалистов, на чьи результаты автор опирался в своих исследованиях.
Принципиальное отличие задач, стоящих на современном этапе и отличных от уже разрешенных состоит в том, что назрела настоятельная необходимость в систематизации подходов к разработке концепции развития и реконструкции ГТС, формализации требований и ограничений для определения структуры, технической и технологической базы в рамках перспективного облика ГТС, конкретизации и устранении технических и технологических противоречий в процессе развития и реконструкции ГТС, адаптации газотранспортной системы к современным условиям и обеспечении ее дальнейшего развития на основе основных принципов:
• рационального использования невозобновляемого ресурса - природного газа;
• системной целостности ГТС;
• бесперебойного транспорта планируемых потоков газа;
• надежности и безаварийности объектов ГТС;
• промышленной и экологической безопасности ГТС;
• максимального энерго- и ресурсосбережения;
• повышения уровня технологической и экономической эффективности
ГТС.
В связи с этим в качестве предмета настоящего диссертационного исследования определены проблемы исследования и разработки целевых методов и моделей процессов развития и реконструкции газотранспортной системы на современном этапе ее жизненного цикла.
Совокупность полученных результатов исследований представлена в диссертации и опубликованных трудах как теоретическое и экспериментальное обобщение и решение научно-технической проблемы повышения эффективности работы трубопроводных магистралей на основе концепции реконструкции ГТС на период до 2030 г.
Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Будзуляк, Богдан Владимирович
Основные выводы
1. На основании выполненных исследований, экспериментальных и практических разработок осуществлено теоретическое обобщение и решение крупной научной и практической проблемы, заключающейся в повышении эффективности трубопроводного транспорта газа на базе концепции развития и реконструкции объектов ЕСГ, целевых программ создания высокоэффективных ресурсосберегающих производственно-технологических процессов, организационных структур и функций управления.
2. Развиты принципы системного анализа и оценки состояния объектов газотранспортных систем, которые эффективно реализуют методы математического и экономического моделирования в сочетании с использованием оптимизационных критериев принятия решений в задачах оценки и прогнозирования динамики развития ГТС, обусловленных физическим и моральным износом технических средств и технологии, научно-техническим прогрессом, процессом адаптации ГТС к современным техническим, технологическим, экономическим, экологическим и политическим требованиям.
3. Разработаны методы и модели формирования и реализации научной концепции, включая структуру и методологию организации целенаправленных теоретических и опытно-экспериментальных исследований по созданию прогрессивных методов и алгоритмов устранения технических и технологических противоречий в процессе развития и реконструкции ГТС.
4. Разработана система иерархически упорядоченных аналитических методов, комплекс формализованных математических моделей, методик и алгоритмов технологических расчетов, процедур анализа и синтеза процессов оптимизации параметров ГТС, системных математических моделей принятия решений для оптимизации сложных газотранспортных систем в условиях неопределенности, повышения экономической эффективности, производительности и надежности ГТС, снижения их энергоемкости, ресурсопотребления, техногенного воздействия и созданы методики и алгоритмы их решений.
5. На основе углубления и развития системно-целевой методологии применительно к задачам реконструкции ГТС определены приоритетные направления совершенствования техники, технологии, методов организации и управления, а также разработан комплекс моделей, технических и технологических решений, которые позволяют практически реализовать резервы эффективности ГТС.
6. Внедрен комплекс технических и технологических решений при реализации программ эксплуатации и реконструкции газотранспортных систем, включая новые методы реконструкции и технического перевооружения магистральных газопроводов и компрессорных станций, обеспечивающий более высокие показатели экономичности ГТУ (на уровне до 40%), надежности (наработка на отказ не менее 3500 час, межремонтный ресурс не менее 20000 час.), экологической безопасности (концентрация оксидов азота на выхлопе ГТУ не более 50 мг/нм3), а также снижение потерь газа на магистральных газопроводах и компрессорных станциях и утилизацию вторичных энергоресурсов.
7. Создана системная методология, включающая весь необходимый комплекс взаимосвязанных методов, способов, моделей, алгоритмов, технических и технологических решений, которая обеспечивает решение крупной научно-технической проблемы - проблемы адаптации действующей ГТС к современным техническим, технологическим, экономическим, экологическим и политическим требованиям и конкретным условиям функционирования.
326
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Будзуляк, Богдан Владимирович, Москва
1. Бакшеев Г.А. Элементарное введение в геометрическом программировании. М., Наука, 1980.
2. Беренц В., Ховранек М. Руководство по оценке эффективности инвестиций. М.: Инфра-М. 1995.
3. Боксерман Ю.И., Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н. Развитие топливно-энергетического комплекса в СНГ. "Газовая промышленность", № 10, 1992 г. -С. 1-3, (продолжение на с.30).
4. Будзуляк Б.В. Приоритеты определены. М.:"Мир связи", №7-8,1998.-С.24-27.
5. Будзуляк Б.В. Идеология и общая концепция реконструкции объектов газотранспортной системы. Материалы совещания генеральных директоров газотранспортных и газодобывающих предприятий ОАО "Газпром". Сочи, ноябрь, М., ИРЦ «Газпром», 1999. С. 17-19.
6. Будзуляк Б.В. Методология моделирования стратегий эксплуатации и развития газотранспортных систем ОАО «Газпром». М.: "Техника и наука", № 1,2001.-С. 15-16.
7. Будзуляк Б.В. Методология повышения эффективности системытрубопроводного транспорта газа на стадии развития и реконструкции. М.: Недра Недра, 2003, -176 с.
8. Будзуляк Б.В. О мерах по обеспечению эффективной противокоррозионной защиты объектов отрасли. Сборник ОАО "Газпром", М.: 2000, С.5-8.
9. Будзуляк Б.В. Портрет отрасли. М.: Газовая промышленность -приложение "Экология газовой промышленности", 1996. С. 3-5.
10. Будзуляк Б.В. Транспорт газа: от трубы до ракеты. М.: Газовая промышленность, № 3, 1998. С.8-9.
11. Будзуляк Б.В. Экологическое сотрудничество ОАО "Газпром" и компании "Рургаз" в области охраны мирового климата. М.: "Нефть, газ и бизнес", № 1, 2000. С. 26-27.
12. Будзуляк Б.В., Бойко A.M., Кучин Б.Л. Моделирование стратегии развития трубопроводного транспорта газа. М.: Газовая промышленность, № 3, 2000. С.24-27.
13. Будзуляк Б.В., Бойко A.M., Поршаков Б.П. Состояние и перспективы развития газотранспортной системы страны. Известия Высших учебных заведений //Тюменский государственный нефтегазовый университет, серия "Нефть и газ", № 1, 1997. С. 46-48.
14. Будзуляк Б.В., Бордюгов А.Г. Сценарий эмиссии парниковых газов в газовой промышленности. М.: Газовая промышленность», приложение, "Экология газовой промышленности", 1998. С. 17-19.
15. Будзуляк Б.В. Интенсификация трубопроводного транспорта газа в Мингазпроме (на примере ПО "Ухтатрансгаз"). Выпускная работа Академии народного хозяйства при Совмине СССР, М., 1985.
16. Будзуляк Б.В. Повышение эффективности и надежности транспорта газа по магистральным газопроводам: Дис.канд.тех.наук. М.: 1995 . -164с.
17. Будзуляк Б.В. Проблемы магистрального транспорта газа, пути их решения. Материалы совещания "Пути совершенствования обслуживания и ремонта магистральных газопроводов", (г. Свердловск, 19-22 марта 1990). -М.: ВНИИЭгазпром, 1990, С. 5-15.
18. Будзуляк Б.В. Транспорт газа: космические технологии развития. М.: "Мир связи", № 7-8, 1998, С. 30-32.
19. Будзуляк Б.В., Бойко A.M., Кучин Б.Л. Моделирование стратегии развития трубопроводного транспорта газа. М.: Газовая промышленность,№3, 2000.
20. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Нестеров В.Д. Исследование и разработка новых регенераторов для техперевооружения компрессорных цехов.
21. Сб. науч. тр. / Повышение эффективности и надежности газотранспортного оборудования. -М.: ВНИИГАЗ, 1993. С. 20-23.
22. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Чириков К.Ю. Новые газоперекачивающие станции для сжатого природного газа. М.: Газовая промышленность, №5, 1994.
23. Будзуляк Б.В., Дедешко В.Н., Басаргин Ю.М. Новые технические решения, использованные на строительстве газопровода Россия-Турция. Материалы 12-го Международного Конгресса. Кубань, 2002. Т. 11.
24. Будзуляк Б.В., Кучин Б.Л. Эффективные стратегии реконструкции и развития ГТС. М.: Газовая промышленность, № 2, 2001.
25. Будзуляк Б.В., Леонтьев Е.В., Бойко A.M. Концепции и программа реконструкции российских газопроводов. М.: "Газовая промышленность", №6, 1993.-С 1-4.
26. Будзуляк Б.В., Литманов Л.Х. Прибор для измерения утечек газа. М.: Газовая промышленность, приложение "Экология газовой промышленности". 1986.-С. 14-15.
27. Будзуляк Б.В., Салюков В.В., Харионовский В.В. Продление ресурса магистральных газопроводов. М.: Газовая промышленность, № 7, 2002.
28. Будзуляк Б.В., Стативко В.Л., Усошин В.А. Стандартизация автомобильных газовых баллонов. М.: Тазовая промышленность, № 11, 1998. С. 44-45.
29. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Чириков К.Ю. Газообеспечение автотранспорта в городских условиях. М., Газовая промышленность, № 3, 1995. -С. 23-26.
30. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Чириков К.Ю. Новые газоперекачивающие станции для сжатого природного газа. М.: "Газовая промышленность", №5, 1994.-С. 16-17.
31. Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Чириков К.Ю. Резервы энергосбережения и охраны окружающей среды. М., Газовая промышленность, № 5, 1996. -С. 69-71.
32. Будзуляк Б.В., Дедешко В.Н., Басаргин Ю.М. Новые техническиерешения использованные на строительстве газопровода Россия-Турция. Материалы 12-го Международного Конгресса. Кубань, 2002. Т. 11. -С 13-21.
33. Будзуляк Б.В., Деревягин A.M., Селезнев С.В. Конденсационный гигрометр «КОНГ-Прима-2». М.: Газовая промышленность, № 7, 1999. С. 5759.
34. Будзуляк Б.В., Кучин Б.Л. Эффективные стратегии реконструкции и развития ГТС. М.: Газовая промышленность, № 2, 2001. С. 32.
35. Будзуляк Б.В., Салюков В.В., Харионовский В.В. Продление ресурса магистральных газопроводов. М.: Газовая промышленность, № 7, 2002.-С.59-60.
36. Будзуляк Б.В., Седых А.Д., Стативко В.Л. и др. Искусственные нейтронные сети для практического использования в ОАО «Газпром». М.: Газовая промышленность, № 7, 2001. С. 64-69.
37. Васильев Ю.Н., Вертепов А.Г. Повышение эффективности использования тепла уходящих газов газотурбинных установок компрессорных станций магистральных газопроводов. НТО, сер. "Транспорт и хранение газа", ВНИИЭгазпром, вып. 2, 1980.
38. Васильев Ю.Н., Гриценко А.И., Нестеров В.Д. Повышение эффективности теплообменных аппаратов. Совместный журнал "Нефтяное хозяйство" и "Газовая промышленность", №5, 1992 г., с. 93-97.
39. Васильев Ю.Н., Мужиливский П.М., Осередько Ю.С. Комплексная система утилизации тепла на КС с ГТУ. Сб. научных трудов "Повышение надежности газотранспортных систем", ВНИИГАЗ, 1979.
40. Васильев Ю.Н., Нестеров В.Д., Будзуляк Б.В. Интенсификация теплоотдачи в регенераторах газотурбинных ГПА. М.: "Газовая промышленность", №1, 1993.-С. 25-27.
41. Васильев Ю.Н., Нестеров В.Д., Будзуляк Б.В. Использование и разработка новых регенераторов для техперевооружения компрессорных цехов. Сб. научных трудов ВНИИГАЗа "Повышение эффективности и надежности газотранспортного оборудования", М. 1993 г.
42. Внутритрубная инспекция газопроводов/ Будзуляк Б.В., Дедешко В.Н., Сизоненко А.С. и др. М.: "Газовая промышленность", № 1, 2000. С. 4850.
43. Восстановление эксплуатационных параметров магистральных трубопроводов/ Будзуляк Б.В., Халлыев Н.Х., Селиверстов В.Г. и др. М.: Сборник ОАО "Газпром", 1999. -С. 12-13.
44. Газоснабжение железнодорожного и водного транспорта / Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Чириков К.Ю., Беляев И.Г. М.: Тазовая промышленность", №1, 1994. С. 32-35.
45. Гусейнзаде М.А., Калинина Э.В., Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1979. -339 с.
46. 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.
47. Зарицкий С.П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом.- М.: Недра, 1987,- 197 с.
48. Зарицкий С.П. Диагностическое обслуживание оборудования КС,-М: ИРЦ Газпром, 2000,- 156 с.
49. Зарицкий С.П. Основные направления работ по разработке и внедрению в отрасли методов, средств и систем технической диагностики оборудования КС,- М.: ИРЦ Газпром. НТС "Диагностика оборудования и трубопроводов", № 1-2, 1996, с. 3 16.
50. Искусственные нейтронные сети для практического использования в ОАО «Газпром»/ Будзуляк Б.В., Седых А.Д., Стативко В.Л. и др. М.: Газовая промышленность, № 7, 200!.
51. Керамика ключ к резкому улучшению экономических и экологических характеристик ГПА/ Сударев А.В., Будзуляк Б.В. и др. Сбор. док. ежегодного международного конгресса. М.: 1997. С. 15-18.
52. Керамические воздухоподогреватели для регенеративных ГТУКС/ Будзуляк Б.В. , Бойко A.M., Седых А.Д. и др. М.: Газовая промышленность, № 5,1998.-С. 28-30.
53. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. -М: Изд-во «Нефть и газ», 1999,- 463 с.
54. Козаченко А.Н., Никишин В.И. Основы ресурсосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов,- М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1996.- 75 с.
55. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов. Уч. пособие. -М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. -400с.
56. Концепция ремонта линейной части МГ/ Будзуляк Б.В., Губанок И.И., Салюков В.В., Велиюлин И.И. М.:Газовая промышленность, № 8, 2003,-С.62-65.
57. Концепция стратегического планирования инвестиционных проектов при реконструкции ГТС/ Будзуляк Б.В., Бойко A.M., Седых А.Д., Кучин Б.Л. М.: Газовая промышленность, № 8, 2000. С.43-47.
58. Лопатин А.С. Техническая диагностика оборудования компрессорных станций магистральных газопроводов,- М.: РГУ нефти и газа, 1999 56 с.
59. Материалы НТС ОАО "Газпром" (секция "Диагностика газопроводов и энергомеханического оборудования"), М.: ИРЦ Газпром, 1997-2002 г.г.
60. Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса ВРД 39 1.10-004-99. ИРЦ Газпром, М, 2000.
61. Методические рекомендации по оценке ресурса магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 2001.
62. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М.: Экономика. 2000.
63. Мужиливский П.М., Васильев Ю.Н., Осередько Ю.С. Комплексная система утилизации тепла на КС с ГТУ. Сб. научных трудов ВНИИГАЗа "Повышение надежности газотранспортных систем", М., 1979.
64. Неразрушающий контроль и диагностика: Справочник/ В.В.Клюев, Ф.Р.Соснин, В.Н.Филинов и др.- М.: Машиностроение, 1995,- 488 с.
65. Никишин В. И. Энергосберегающие технологии в трубопроводном транспорте природных газов. М: Изд-во «Нефть и газ», 1998,- 350 с.
66. Никишин В.И. Методология модернизации и реконструкции компрессорных станций с учетом требований энергосбережения и охраны окружающей среды. М.: ИРЦ Газпром, 1994,- 99 с.
67. Обеспечение надежности газопроводов Севера России/ Будзуляк Б.В., Сулейманов Р.С., Фаворский О.Н., Харионовский В.В. М.: "Промышленность России", № 2, 2000. С. 33-35.
68. Определение потерь газа на магистральных газопроводах и разработка путей их снижения/ Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Лось В.Н. и др. / Повышение эффективности и надежности газотранспортных систем. М.: ВНИИ-ГАЗ, 1993.-С. 8-11.
69. Организационно-технологические схемы производства работ при сооружении магистральных трубопроводов/ Будзуляк Б.В., Васильев Г.Г., Иванов В.А. и др. Учебное пособие. -М.: ИРЦ Газпром, 2000. С. 416.
70. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленно-сти/А.Ф. Андреев, В.Ф. Дунаев, В.Д. Зубарева и др. М.; Нефть и газ. 1997.
71. Отраслевая научно-техническая программа РАО "Газпром" "Комплексная система диагностики и технической инспекции магистральных газопроводов России". РАО «Газпром», 1994. - С. 4-8.
72. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций/ Б.П. Поршаков, А.С. Лопатин, A.M. Назарьина, А.С. Рябчен-ко М.: Недра, 1992.-207 с.
73. Повышение эффективности использования газа на компрессорных станциях. / Динков В.А., Гриценко А.И., Васильев Ю.Н., Мужиливский П.М. -М.: Недра, 1981.-296 с.
74. Положение о порядке продления ресурса магистральных газопроводов ОАО «Газпром». -ВРД 39-1.10-043-2001. М.: 2001.
75. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки для транспорта газа и бурения скважин. М., Недра, 1982.
76. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки: Учебн. для вузов,- М. Недра, 1992.-216 с.
77. Природный газ на транспорте/ Будзуляк Б.В., Гайнуллин Ф.Г., Звягинцев К.Н. и др. М.: Газовая промышленность, №5, 1997. С. 50-52.
78. 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.
79. Прогнозирующий и коррозионный мониторинг магистральных газопроводов/ Будзуляк Б.В., Алфеев В.Н., Козаченко А.Н. и др. Материалы 11-го Международного Конгресса, Салехард, 2001. Т. 12. С. 198-204.
80. Прогнозирующий" мониторинг системы газопроводов/ Будзуляк Б.В., Алфеев В.Н., Апостолов А.А. и др. М.: Газовая промышленность, № 8, 2000. С.47-49.
81. Прогнозы. Проекты. Проблемы/ Будзуляк Б.В., Чигир В.Г., Егурцов С.А. и др. М.: "Нефть, газ и бизнес", № 5, 1998. С. 6-7.
82. Рафиков Л.Г., Иванов В.А. Эксплуатация газокомпрессорного оборудования КС,- М.: Недра, 1992,- 237 с.
83. Рациональное использование газа в энергетических установках: Справочное руководство/ Р.Б.Ахмедов, О.Н.Брюханов, А.С.Иссерлин и др.- Л.: Недра, 1990.-423 с.
84. Реконструкция и техническое перевооружение магистральных газопроводов / Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н., Ефанов В.И., и др. Сб. науч. тр. / Повышение эффективности и надежности газотранспортных систем. М.: ВНИИ-ГАЗ, 1993.-С. 6-8.
85. Ремонт линейной части магистральных газопроводов/ Будзуляк Б.В., Дедешко В.Н., Салюков В.В., и др. М.: "Газовая промышленность", № 11, 1999-С. 33-36.
86. Седых А.Д. Потери газа на объектах магистрального транспорта. -М: ИРЦ Газпром, 1993.
87. 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.
88. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика: Справочник,-М.: Недра, 1986,- 325 с.
89. Сжиженный природный газ для большегрузных автомобилей/ Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н. и др. М., Газовая промышленность, № 2, 1996. -С. 11-13.
90. Система прогнозирующего и коррозионного мониторинга МГ/ Будзуляк Б.В., Алфеев В.Н., Синеотников В.Н., Филиппов Г.А. М.: Газовая промышленность, № 8, 2003. С. 44.
91. Система производственного прогнозирующего и коррозионного мониторинга магистральных газопроводов/ Будзуляк Б.В., Алфеев В.Н., Завальный П.Н и др. М.: Газовая промышленность, № 9, 2002. С. 43-47.
92. Системы автоматического управления и регулирования формы Compressor Controls Corporation/ Будзуляк Б.В., Бойко A.M., Шайхутдинов А.З. и др. М.: Газовая промышленность, № 3, 2002. С. 31-35.
93. Сокращение потерь пускового и продувочного газа/ Мужиливский П.М., Васильев Ю.Н., Бикчентай Р.Н., Гордийчук В.И., Лось В.Н. Экспресс-информация Мингазпрома, вып. 9,1981 г.
94. Стратегический риск при реконструкции и развитии газотранспортных систем/ Будзуляк Б.В., Седых А.Д., Бойко A.M. и др. М.: Газовая промышленность, № 1, 2001.-С. 13-14.
95. Стратегия развития газовой промышленности/Под ред. проф. Р.И. Вяхирева и чл-корр. РАН А.А. Макарова. М.: Энергоатомиздат. 1997.
96. Стратегия развития нефтегазовых компаний/Под. Ред. проф. Р.И. Вяхирева. М.: Наука. 1998.
97. Страхование рисков при эксплуатации ГТС/ Будзуляк Б.В., Седых А.Д., Бойко A.M. и др. М.: Газовая промышленность, № 7, 2000. С. 58-60.
98. Структурное состояние труб и металлоконструкций объектов газовой промышленности/ Будзуляк Б.В., Алфеев В.Н., Козаченко А.Н. и др. М.: Газовая промышленность, № 7, 2001. С. 37-40.
99. Теплотехнические расчеты процессов транспорта и регазификации природных газов: Справочное пособие/ Загорученко В.А., Бикчентай Р.Н., Вас-серман А. А. и др.- М.: Недра, 1980. 320 с.
100. Технические средства диагностирования: Справочник/ В.В.Клюев, П.П.Пархоменко, В.Е. Абрамчуки др.; Под общ. ред. В.В.Клюева.- М.: Машиностроение, 1989,- 672 с.
101. Конвенция о трансграничном воздействии промышленных аварий. Хельсинки, 1992.
102. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. -М.: Недра, 2000.
103. Харионовский В.В. Проблемы ресурса газопроводных конструкций. М.: Газовая промышленность, 1994, № 7, с.17-20.
104. Черняев В.Д., Черняев К.В., Березин B.J1. и др. Системная надежность трубопроводного транспорта углеводородов, М.: Недра, 1997. 517 с.
105. ГЦуровский В.А. Перспективы развития газотурбинного привода в газовой промышленности. "Теплоэнергетика", №1, 1984г.
106. ГЦуровский В.А. Повышение эффективности газотурбинного привода на КС. Журнал "Газовая промышленность" №11, 1988.
107. Щуровский В.А., Зайцев Ю.А. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. М., Недра, 1994.
108. 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.
109. Щуровский В.А., Синицын Ю.Н. Опыт и проблемы использования регенераторов на газотурбинных компрессорных станциях. Обз. инф. сер. "Транспорт и хранение газа" Вып. 1, ВНИИЭГАЗПРОМ, 1985.
110. Щуровский В.А., Синицын Ю.Н. Экологические характеристики газотурбинных агрегатов на переменных режимах. М.: Газовая промышленность, №11, 1991.
111. Экологическая безопасность использования газомоторного топлива / Будзуляк Б.В., Васильев Ю.Н. и др. М.: «Газовая промышленность», № 9, 1993. С. 28-30.
112. Энергосберегающие технологии газовой индустрии/ Под ред. А.И. Гриценко.- М.: 1995,- 272 с.
113. Энергосбережение в трубопроводном транспорте газа/ Апостолов А.А., Бикчентай Р.Н., Бойко A.M., Дашунин Н.В., Козаченко А.Н., Лопатин А.С., Никишин В.И., Поршаков Б.П.- Нефть и газ, 2000.-176 с.
114. Эффективная защита объектов от коррозии/ Будзуляк Б.В., Тычкин И.А., Ремизов В.В. и др. М.: Газовая промышленность, № 1, 2002. С. 66-69.
115. Bogdan Budzuliar, Victor Stativko and Eugene Pronin. A profile of Russia's resilient natural gas vehicle program. "World", № 7, 1998. C.5-7.
116. Bogdan Budsuljak. Status and procpects of gas motor fuel application in Russia and is states. The 3 rd Biannual International Conference. Exhibition on natural gas vehicles. Goteborg, Sweden, September 22-25 1992, Proceedings. C. 49-54.
-
Будзуляк, Богдан Владимирович
-
доктора технических наук
-
Москва, 2003
-
ВАК 25.00.19
- Оптимизация режима включения установки охлаждения газа с наименьшими энергетическими затратами для выхода на штатный режим эксплуатации газопровода
- Эффективность использования различных типов энергопривода на компрессорных станциях
- Эффективность использования газоперекачивающих агрегатов различной единичной мощности на магистральных газопроводах
- Совершенствования конструктивных решений балочных трубопроводных переходов
- Разработка методологии расчета и оценки процессов деформации технологических трубопроводов в условиях снижения несущей способности
