Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка эффективности режимов работы и регулирование газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях

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

Автореферат диссертации по теме "Оценка эффективности режимов работы и регулирование газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях"

На правах рукописи

КИЧАТОВ ВИТАЛИЙ ВИКТОРОВИЧ

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ

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

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 4 ЯНВ 2013

Москва-2013 г.

005048713

005048713

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

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Калинин Александр Федорович

Официальные оппоненты: Зарицкий Сергей Петрович - доктор технических

Ведущее предприятие: Открытое акционерное общество «Оргэнергогаз»,

г. Москва

в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Ленинский проспект, 65, Москва, ГСП-1, 119991.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан « // » января 2013 г. Объявление о защите диссертации и автореферат размещены на официальном сайте РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина http://www.gubkin.ru и направлены на размещение в сети Интернет Министерства образования и науки Российской Федерации по адресу http://vak2.ed.gov.ru.

наук, профессор, Закрытое акционерное общество «ДИГАЗ», Председатель Совета директоров;

Юламанов Эдуард Фанилевич - кандидат

технических наук, Закрытое акционерное

общество «Газпром инвест Юг», заместитель начальника отдела

Защита состоится «14» февраля 2013 г. в /6 час. <$0 мин. в аудитории на заседании диссертационного совета Д 212.200.06

мин.

Ученый секретарь диссертационного с доктор технических наук, профессор

Ревазов А.М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Среди множества задач, стоящих перед газовой промышленностью, снижение энергетических затрат в отрасли является одной из важнейших. Основной объем энергетических затрат приходится на магистральный транспорт природного газа. Анализ ресурсов энергосбережения показывает, что магистральный транспорт природного газа также обладает и наибольшим общеотраслевым потенциалом энергосбережения.

Основными потребителями энергетических ресурсов при магистральном транспорте природного газа являются газоперекачивающие агрегаты (ГПА). В связи с этим повышение эффективности работы ГПА в системах компримирования природного газа на линейных и дожимных компрессорных стациях (КС) является весьма актуальным с точки зрения энергосбережения.

Представленная работа посвящена оценке эффективности режимов работы ГПА на компрессорных станциях, а также разработке алгоритмов рационального регулирования режимов работы ГПА с целью снижения энергетических затрат при компримировании природного газа.

В своих исследованиях автор опирался на работы Александрова A.B., Барцева И.В., Белоконя Н.И., Бермана Р.Я., Брянских В.Е., Вертепова А.Г., Галиуллина З.Т., Калинина А.Ф., Леонтьева Е.В., Лопатина A.C., Панкратова B.C., Поршакова Б.П., Синицына С.Н., Ставровского Е.Р., Сухарева М.Г., Цегельникова Л.С. и других ученых и специалистов, посвященные решению задач энергосбережения при магистральном транспорте природного газа.

Актуальность темы диссертации обусловлена важностью решения задачи снижения энергетических затрат в газовой отрасли. Переход крупнейших газовых месторождений в стадию падающей добычи и перераспределение газовых потоков в связи со строительством новых технологических участков магистральных газопроводов приводит к тому, что многие КС газотранспортной системы (ГТС) России работают в нерасчетных режимах, что и

предопределяет актуальность решения задач повышения эффективности работы ГПА в этих условиях.

Цель диссертационной работы заключается в снижении энергетических затрат в единой системе газоснабжения страны за счет выбора оптимальных схем компримирования КС и рационального распределения нагрузки между газоперекачивающими агрегатами в этих системах.

Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:

• выбрать и апробировать наиболее точную методику определения эффективной мощности газотурбинных установок (ГТУ) и критерий оценки эффективности работы ГПА;

• разработать методику выбора оптимальной схемы компримирования при параллельной, последовательной и смешанной обвязках ГПА на компрессорных станциях;

• определить наиболее эффективное распределение нагрузки между ГПА при параллельной, последовательной трехступенчатой и смешанной двухступенчатой обвязках агрегатов на КС;

• оценить влияние погрешности определения основных выходных параметров ГПА на точность оценки характеристик эффективных режимов их работы в системах компримирования КС;

• определить целесообразность регулирования режимов работы ГПА при изменении технического состояния ГТУ и центробежных нагнетателей (ЦБН);

• оценить потенциал энергосбережения за счет промежуточного охлаждения природного газа между ступенями сжатия в системах компримирования КС.

Научная новизна работы заключается в том, что в ходе решения поставленных задач был получен ряд новых результатов:

• разработана методика определения выходных характеристик ГПА по эксплуатационным данным с использованием приведенных газодинамических характеристик ЦБН, в которых расходно-напорные характеристики представлены в виде зависимости степени повышения давления Е от относительного коммерческого расхода (/ Р„) природного газа ( Е = /(0.к / р„) ) с учетом технического состояния агрегатов;

• разработана методика выбора оптимальной схемы компримирования при параллельной, последовательной и смешанной обвязках газоперекачивающих агрегатов на КС, обеспечивающей, при требуемой подаче газа и степени повышения давления, минимальные энергетические затраты на сжатие природного газа;

• предложены способы наиболее эффективного распределения нагрузки между ГПА при последовательной трехступенчатой и смешанной обвязках агрегатов в системах компримирования КС;

• установлена величина допустимой погрешности определения основных параметров ГПА при решении задач энергосбережения за счет регулирования режимов работы газоперекачивающих агрегатов на КС;

• определен потенциал энергосбережения при всех существующих обвязках КС за счет перевода ГПА на эффективные режимы работы.

Практическая ценность результатов исследований, проведенных в рамках выполнения диссертационной работы, определяется тем, что они направлены на реализацию «Концепции энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2011 - 2020 гг.» и дают возможность провести выбор оптимальный схемы компримирования природного газа на КС и оценить эффективность режимов работы ГПА в этих системах с целью снижения энергетических затрат в ГТС.

Представленные в работе методики апробированы при обработке эксплуатационных характеристик технологических участков МГ ООО «Газпром трансгаз Москва», ООО «Газпром трансгаз Югорск» и основных объектов,

входящих в них, за период 2007 - 2011 гг. Результаты апробации показали, что потенциал энергосбережения за счет формирования эффективных систем компримирования КС достигает 18 % от потребляемых энергетических ресурсов в этих системах, а возможный потенциал энергосбережения за счет рационального регулирования режимов работы ГПА составляет порядка 8 %.

Апробация работы. Основные результаты проведенного исследования докладывались, обсуждались и получили положительные отзывы на:

• 62-й Студенческой научной конференции «Нефть и газ - 2008» (г. Москва, 08-11 апреля 2008 года);

•Всероссийской конференции - конкурсе студентов выпускного курса (г. Санкт-Петербург, 04 - 06 апреля 2008 года);

•Международном форуме молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, 23 - 25 апреля 2008 года);

•Открытом научно - практическом семинаре молодых работников ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» «Новые технологии в газовой промышленности. Актуальные проблемы развития газотранспортной системы» (г. Санкт-Петербург, 02 - 05 июня 2008 года);

•IV Международной конференции «Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами» Б15СОМ-2009 (г. Москва, 28 - 30 апреля 2009 года);

• 8-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (г. Москва, 6-9 октября 2009 года).

Публикации. По материалам диссертации опубликованы 6 научных работ, в том числе три статьи в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных выводов и результатов работы, списка литерату-

ры из 101 наименования. Работа изложена на 122 страницах машинописного текста, содержит 26 рисунков и 42 таблицы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулирована цель, показаны актуальность и практическая ценность работы на современном этапе развития газотранспортной системы России.

В первой главе рассмотрены итоги реализации программ энергосбережения в ОАО «Газпром», которые показывают, что наиболее результативным направлением энергосбережения при эксплуатации ГТС является оптимизация технологических режимов энерготехнологического оборудования КС: по итогам реализации энергосберегающих программ за 2004 - 2009 гг. доля этого направления энергосбережения составляет от 28,1 до 51,4 % от суммарной экономии энергоресурсов. Учитывая, что это направление энергосбережения является не только результативным, но и наименее затратным, можно сделать вывод о его приоритетности среди других направлений энергосбережения.

Проанализировано состояние, тенденции и перспективы развития газокомпрессорного оборудования, используемого в настоящее время на компрессорных станциях. Отмечено существенное различие в техническом состоянии газоперекачивающих агрегатов различных поколений. Это свидетельствует о необходимости выбора режимов эксплуатации газокомпрессорного оборудования с учетом его технического состояния.

Снижение добычи и объемов транспортируемого природного газа привело к тому, что значительная часть технологических участков МГ работают в режиме недозагрузки с существенными колебаниями подачи природного газа в течение года. В связи с этим с целью снижения энергоемкости транспорта газа требуется решение ряда задач, связанных с выбором схем ком-примирования и рационального распределения нагрузки между газоперека-

чивающими агрегатами в этих системах и возникающих при эксплуатации компрессорных станций в новых условиях.

Проведен обзор отечественного и зарубежного опыта решения задач определения наиболее эффективных режимов работы газоперекачивающих агрегатов на КС.

В заключение главы формулируются основные задачи и этапы выполнения проводимого исследования, также дается описание объектов исследования.

Во второй главе проводится выбор и апробация критерия эффективности работы системы компримирования КС, а также наиболее точной методики определения внутренней мощности сжатая природного газа в ЦБН и эффективной мощности ГТУ.

В качестве критерия оценки эффективности режимов работы систем компримирования природного газа на КС принята энергетическая составляющая эксплуатационных затрат С (руб./час)

3 6-и N у И--

с = —. о)

¿¿нр 1-1 *\е.гту.1 ^\мех.1 /-/ Л17./ ' Л /V') /

где ЛГ.,., - внутренняя мощность, расходуемая на сжатие газа в нагнетателях I -го работающего газотурбинного ГПА (ГТПА) и ] -го работающего электроприводного ГПА, включенных в систему компримирования КС, кВт; Чтг ~ Цена топливного газа, руб./ЮОО м3; Цээ - цена электрической энергии на станции, руб./(кВт-ч); Це_гту,,- - эффективный коэффициент полезного действия (КПД) ГТУ / -го работающего ГТПА; г\мехЛ - механический КПД I -го ГГПА, учитывающий механические потери при передаче энергии от ГТУ к нагнетателю; т|эл т\ред] - КПД электродвигателя и редуктора У-го работающего электроприводного ГПА.

Для наиболее точного определения индикаторной мощности сжатия природного газа в ГПА , как основной составляющей критерия, по которому производится оценка эффективности режима работы системы компри-мирования, необходимо выбрать корректную математическую модель процесса сжатия. Выбор наиболее точной методики определения мощности, расходуемой на сжатие газа в ЦБН, проводится по сопоставлению результатов расчета мощности по разным методикам с показаниями бесконтактного измерителя крутящего момента (БИКМ) для различных типов газотурбинных ГПА.

Результаты проведенного исследования показали, что для решения задач оценки эффективности и оптимизации режимов работы ГПА и систем компримирования КС, требующих высокую точность вычисления индикаторной мощности сжатия природного газа в ЦБН можно рекомендовать методику, разработанную в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Согласно этой методике индикаторная мощность сжатия газа в ЦБН прямо пропорциональна разности удельных энтальпий природного газа в процессе сжатия АИ12 =И2-И,. При этом значения удельной энтальпии природного газа в начале и конце процесса сжатия определяется по эмпирическим соотношениям, полученным на основе обработки экспериментальных данных в зависимости от термобарических параметров и состава газа Ь = /(р, Т, гСН)).

С целью подтверждения корректности выбранного критерия оценки эффективности работы систем компримирования газа на КС (1) определено оптимальное распределение нагрузки между ГПА и сопоставлено с уже известными энергетически обоснованными принципами распределения.

Расчеты проводились на основе обработки эксплуатационных данных для ряда разнотипных агрегатов различной единичной мощности с применением в качестве критерия эффективности работы ГПА энергетической со-

ставляющей эксплуатационных затрат. Полученные результаты подтверждают, что оптимальному распределению нагрузки между агрегатами при их параллельной обвязке соответствует такое распределение, при котором отношение значений эффективной мощности ГПА равно отношению их располагаемых мощностей. При этом условие оптимальности режима работы системы компримирования с параллельной обвязкой ГПА, согласно выбранному критерию, имеет следующий вид:

ГГПА; - коммерческий расход природного газа через компрессорный цех, оснащенный ГГПА.

Кроме того, результаты обработки эксплуатационных данных для ряда разнотипных агрегатов различной единичной мощности с применением в качестве критерия эффективности работы ГПА энергетической составляющей эксплуатационных затрат показывают, что оптимальное распределение коммерческого расхода газа между компрессорными цехами и газоперекачивающими агрегатами с газотурбинным приводом при их параллельной обвязке прямо пропорционально отношению располагаемых мощностей агрегатов, участвующих в процессе компримирования:

(2)

где Ок1 - коммерческий расход природного газа через 1-й работающий

X

ер1

(3)

О-к.кц '

Ы1

где N - располагаемая мощность ГПА; 0ккч!, 2 - коммерческий расход

природного газа через первый и второй компрессорный цех соответственно.

Результаты определения оптимального режима работы систем компри-мирования с применением в качестве критерия эффективности работы ГПА энергетической составляющей эксплуатационных затрат показывают, что для КС с последовательной обвязкой ГПА наиболее оптимальной является равная загрузка агрегатов по степени повышения давления. При этом условие оптимальности режима работы системы компримирования с последовательной обвязкой КС, согласно выбранному критерию, имеет следующий вид:

где е, - степень повышения давления газа в I -м работающем ГГПА; Екс - степень повышения давления газа в системе компримирования КС.

Результаты расчетов, полученные для ряда последовательно соединенных разнотипных агрегатов различной единичной мощности, показали, что минимальному значению критерия оптимизации соответствует равенство значений степени повышения давления природного газа для каждой ступени сжатия

где — степень повышения давления газа в первой ступени сжатия природного газа; е2 - степень повышения давления газа во второй ступени сжатия.

(5)

(6)

Практика использования предлагаемого критерия оценки эффективности распределения нагрузки между газоперекачивающими агрегатами при последовательной и параллельной обвязках ГПА подтверждают ранее установленные принципы оптимального распределения нагрузки между агрегатами. Это подтверждает корректность выбора в качестве критерия оценки эффективности работы ГПА и систем компримирования природного газа в целом при решении задач энергосбережения за счет регулирования режимов работы газоперекачивающих агрегатов энергетической составляющей эксплуатационных затрат (1).

Кроме аналитических методов определения индикаторной мощности сжатия природного газа в ЦБН газоперекачивающих агрегатов используются также графоаналитические методы с применением приведенных газодинамических характеристик центробежных нагнетателей. Они имеют большое практическое значение при решении задач управления режимами работы ГПА в процессе эксплуатации, так как позволяют получить конкретные значения управляющего параметра - числа оборотов силовой турбины ГТУ.

Однако наличие целого ряда форм представления приведенных газодинамических характеристик центробежных нагнетателей вызывает необходимость в оценке точности определения внутренней (индикаторной) мощности сжатия природного газа и эффективной мощности ГТУ Мс с использованием каждой из представленных форм.

Точность графических методов определения индикаторной мощности сжатия природного газа Ni по приведенным газодинамическим характеристикам ЦБН оценивалась по величине средних и максимальных относительных отклонений значений эффективной мощности (Л^ = уУ, / г\мех ), от замеренных значений эффективной мощности с использованием БИКМ для агрегатов ГПА-Ц-6,3, ГПА-Ц-16, ГПА-Ц-18.

В работе предложен способ, позволяющий достаточно точно определять значения действительной относительной внутренней мощности сжатия природного газа в ЦБН с помощью приведенных газодинамических характеристик нагнетателей, представленных в действующем в настоящее время каталоге, с учетом технического состояния ЦБН (рис. 1).

60 70 30 50 1 00 110 1 20 130 140 150 160 170 1S0 190 200 210 220

...................lili............................................. " "Ф |"||'"1 ..............................■?■'■ 1 ■>■

С .10 0.11 0 12 0 13 0 14 0 15 0 .16 0 .17 0-10 0 19 0 .20 О Л 0 -22 0.23 0.24 О .25 0 .26 0 27 0-26 0-29 0 30 0.31 О .32 0 33 0.34

Q К/Рн. (*лн.м3/сут).'ата

Рис. 1. Графический способ определения действительной относительной внутренней мощности сжатия природного газа в ЦБН (N¡ó / рн ) :

1 - рабочая точка, определяющая паспортные газодинамические характеристики процесса сжатия в ЦБН; 2 - точка, определяемая по коэффициенту сдвига паспортных расходно-напорных характеристик п0/пи = 1,33-0,33-Кн.

Результаты исследования показывают возможность использования при решении задач оптимизации режимов работы ГПА приведенных газодинамических характеристик ЦБН, в которых расходно-напорные характеристики представлены в виде зависимости S = f(QK / Р„ ) пРи п / пн= var . Средняя относительная погрешность определения эффективной мощности ГТУ природного газа с использованием предлагаемого способа нахождения действительной относительной внутренней мощности сжатия природного газа

составляет около 1,0 %, а максимальная относительная погрешность не превышает 2,4 %.

В третьей главе найдены способы наиболее эффективного распределения нагрузки между ГПА при последовательной трехступенчатой и смешанной двухступенчатой обвязках газоперекачивающих агрегатов.

При этом согласно выбранному критерию, условие оптимальности режима работы системы компримирования со смешанной обвязкой ГПА имеет следующий вид:

^ ¿("п / | у <1 (уу,. /чегту,)

™ ¿(О*'^)*™ *кс) ■ (2)

Результаты расчета показывают, что для смешанной обвязки не существует оптимального соотношения значений степени повышения давления газа между ступенями сжатия, независящего от коммерческого расхода и степени повышения давления КС, как это характерно для последовательной обвязки. Проведенные расчеты для ряда схем компримирования: 5 агрегатов в первой ступени и 4 - во второй (5x4); 5x3; 4x2; 3x2; 2x1 при использовании агрегатов типа ГТН-6 и ГПА-Ц-16 это подтвердили.

Анализ результатов исследования по определению области оптимального соотношения значений степени повышения давления природного газа между ступенями сжатия при смешанной обвязке агрегатов мощностью от 6 до 16 МВт и их обобщение показали, что эта область лежит на поверхности, которая с погрешностью до ± 1 % может быть описана уравнением (рис. 2)

/ \

О-КС л ; г £Д (2К

= 0,12—^--о,11^- + 0,92 ^ (8)

где Оке, Qкс.ном - текущий и номинальный расход природного газа через

компрессорную станцию, £кс, Екс.ном ~ текущая и номинальная степень повышения давления газа на компрессорной станции.

Анализ результатов проведенного исследования показал, что при увеличении степени повышения давления газа на КС, оптимальный режим работы системы компримирования смещается в область большей загрузки второй ступени. При увеличении расхода через КС - в область большей загрузки первой ступени (рис. 2).

Рис. 2. Область оптимальных соотношений степеней повышения давления между ступенями сжатия при смешанной обвязке ГПА

Поиск эффективного распределения нагрузки между агрегатами по степени повышения давления в последовательной трехступенчатой обвязке ГПА соблюдалось условие неизменности режима КС. Распределение нагрузки между ГПА производилось только в допустимой области регулирования с ограничениями по частоте вращения, объёмного расхода и располагаемой мощности. При этом рассчитывались параметры каждого из моделируемых режимов работы ГПА первой, второй и третьей ступеней сжатия природного газа, после чего определялись значения энергетической составляющей экс-

плуатационных затрат в системе компримирования — критерия оценки эффективности режимов работы системы для каждого из рассматриваемых режимов ее работы (1).

В качестве объекта исследования приняты агрегаты ГПА-Ц-16 с приводом НК-16СТ и нагнетателями НЦ-16/41-1,45 (СПЧ), НЦ-16/56-1,45, НЦ-16/76-1,44 в первой, второй и третьей ступнях соответственно. По полученным результатам построена поверхность, отражающая зависимость суммарных затрат на сжатие в системе компримирования от загрузки агрегатов первой и второй ступеней (рис. 3).

35000 34500 34000 33500 33000 1.5 е2

с,

руйчэс

39000

38000 37500 37000 36500

Рис. 3. Зависимость суммарных затрат на сжатие в трехступенчатой системе компримирования с агрегатами ГПА-Ц-16 от загрузки ступеней по степени повышения давления (@к = 25 млн. м3/сут.; £ = 2,37)

Определение рационального распределения нагрузки между агрегатами по степени повышения давления в последовательной трехступенчатой обвязке ГПА проводились при изменении значений степени повышения давления газа на КС £ от 2,33 до 2,69 и коммерческого расхода 0,к от 21 до 33 млн. м3/сут. В процессе исследования были рассмотрены более 140

возможных режимов работы системы компримирования, для каждого из которых смоделировано по 400 вариантов распределения степени повышения давления между ступенями сжатия и для каждого из вариантов определено значение критерия оптимизации.

Анализ результатов проведенного исследования показывает, что потенциал энергосбережения для трехступенчатой схемы компримирования за счет рационального распределения нагрузки между агрегатами по степени повышения давления в среднем составляет 5,5 %, а в некоторых случаях достигает 8 % от общего расхода топливного газа. При этом минимальному значению энергетической составляющей эксплуатационных затрат в системах с трехступенчатым сжатием в системе компримирования соответствует режим, при котором произведение значений степени повышения давления природного газа в первой и второй ступенях стремится к максимуму

С —> min, при в, • z2 —> тах. (9)

Таким образом, при последовательном трехступенчатом компримиро-вании наиболее эффективна максимальная загрузка первых двух ступеней и минимальная загрузка третьей ступени сжатия технологического газа.

В третьей главе также проведена оценка целесообразности регулирования режимов работы ГПА при изменении технического состояния ГТУ и центробежных нагнетателей.

Установлено, что для сохранения оптимального режима работы систем компримирования природного газа при снижении технического состояния агрегатов следует снизить их загрузку за счет ее повышения на ГПА, техническое состояние которых снизилось в меньшей степени или совсем не изменилось. Кроме того, техническое состояние агрегатов изменяет область возможных режимов работы агрегатов. То есть, при решении задач выбора оптимальной схемы компримирования и энергетически обоснованного распределения нагрузки между агрегатами необходимо учитывать техническое со-

стояние ГТУ и ЦБН с целью определения областей возможных режимов работы ГПА, границы которых во многом зависят от значений коэффициента технического состояния ГТУ по мощности и коэффициента технического состояния нагнетателей Кн .

При выборе схем компримирования рекомендуется для каждой КС пользоваться зависимостью энергетических затрат на сжатие природного газа в денежном выражении от коммерческого расхода газа через КС при различных схемах компримирования (рис. 4). Анализ подобных зависимостей позволяет планировать работу на наиболее эффективных схемах компримирования с учетом прогноза по коммерческому расходу газа.

Следует отметить, что при сопоставлении и выборе схем компримирования необходимо учитывать, что абсолютное значение затрат для каждой схемы может находиться в диапазоне неопределенности данных (рис. 4). В связи с этим для корректного выбора наиболее эффективной схемы компримирования необходимо установить допустимую погрешность определения технологических параметров транспорта газа и действительных выходных характеристик ГПА.

Условие перехода на более эффективную схему компримирования можно признать энергетически обоснованным только в случае, если снижение энергетической составляющей эксплуатационных затрат на сжатие природного газа в денежном выражении при этом переходе больше погрешности определения критерия оптимизации

с2-с,> Дс, (10)

где С2, С] - значения энергетической составляющей эксплуатационных затрат на сжатие природного газа на менее эффективной и более эффективной схемах компримирования соответственно; Дс - погрешность определения энергетической составляющей эксплуатационных затрат на сжатие природ-

ного газа, значение которой находится в диапазоне от 2 % до 6 % в зависимости от точности определения выходных характеристик ЦЕН и энергопривода ГПА (1), руб./час.

С, руб час

35000 34000 33000 32000 31000 30000 29000 28000 27000 26000 25000 24000 23000 22000 21000 20000 19000

130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260

О к, млн.м3/сут

Рис. 4. Энергетическая составляющая эксплуатационных затрат в системах компримирования КС, оснащенных агрегатами ГТК-25ИР и ГПА-Ц-16:

1 - два агрегата ГТК-25ИР и четыре ГПА-Ц-16; 2 - два агрегата ГТК-25ИР и три ГПА-Ц-16; 3 - один агрегат ГТК-25ИР и четыре ГПА-Ц-16; 4 - два агрегата ГТК-25ИР и два ГПА-Ц-16; 5 - один агрегат ГТК-25ИР и три ГПА-Ц-16., ¡¡И - области погрешности определения энергетической составляющей эксплуатационных затрат.

Таким образом, для того, чтобы однозначно оценить энергетическую и экономическую выгоду от перехода на более эффективную схему компримирования, необходимо установить допустимую погрешность определения энергетической составляющей эксплуатационных затрат на сжатие природного газа, установить значение экономии энергетических затрат в денежном выражении при переходе на более эффективную схему компримирования и провести сопоставление полученных значений (10).

В работе проведена оценка эффективности перевода системы компри-мирования в многоцеховой КС, оснащенной агрегатами ГТК-25ИР и ГПА-Ц-16 при параллельной обвязке, с одной схемы на другую при изменении расхода природного газа через компрессорную станцию (рис. 4). Результаты исследования показали, что при обеспечении определения расхода технологического газа через ГПА, эффективного КПД ГТУ и политропного КПД процесса сжатия в ЦБН с погрешностью не превышающей ± 2 %, возможна однозначная положительная оценка перехода от одной к другой схеме ком-примирования при снижении энергетической составляющей эксплуатационных затрат на величину в диапазоне от 11 % до 18 %.

В третьей главе также проанализирована целесообразность охлаждения природного газа между ступенями сжатия в аппаратах воздушного охлаждения газа типа 2АВГ-75 при последовательной обвязке ГПА в системах ком-примирования, оснащенных агрегатами ГТН-6 и ГПА-Ц-16. Исследования проводились для двухступенчатого сжатия газа со степенью повышения давления природного газа на КС £ = 1,5 2,0. Результаты исследования показали, что эффективность промежуточного охлаждение газа при этих условиях незначительна и позволяет сократить потребление топливного газа на2 + 3,5 %. Если же учитывать затраты электрической энергии в ABO газа, то снижение энергетических затрат в денежном выражении при компримиро-вании природного газа за счет его охлаждения между ступенями сжатия снижается до 0,5 %.

В заключение третьей главы приведено экономическое обоснование необходимости решения задач регулирования режимов работы ГПА с целью энергосбережения, а также проведена оценка уровня перерасхода энергетических затрат, вызываемого ошибками при выборе схемы компримирования и распределения нагрузки между ГПА.

Результаты исследования показали, что уровень экономии топливного газа за счет оптимизации распределения нагрузки между агрегатами при па-

раллельной обвязке достигает 110 тыс. м3/год на каждый МВт мощности, расходуемой в процессе сжатия. Для КС, в которой работают 2 агрегата ГТК-25ИР и 4 агрегата ГПА-Ц-16, экономия при оптимизации режимов работы ГПА может достигать 12 млн. м3/год, что соответствует около 35 млн. руб./год.

При последовательной двухступенчатой обвязке агрегатов снижение расхода топливного газа за счет энергетически целесообразного распределения нагрузки между ГПА находится на уровне 80 тыс. м3/год на 1 МВт эффективной мощности ГТУ, при трехступенчатом сжатии значение этого показателя достигает значения 200 тыс. м3/год, а при смешанной обвязке - 240 тыс. м3/год на каждый МВт мощности, расходуемой в процессе сжатия.

Анализ результатов проведенного исследования приводит к выводу, что только за счет технологически и энергетически обоснованного формирования системы компримирования КС при недозагрузке технологических участков магистральных газопроводов и различных схемах обвязки ГПА экономии топливного газа достигает 275 тыс. м3/год на 1 МВт мощности, расходуемой на сжатие природного газа.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Разработана методика определения выходных характеристик ГПА по эксплуатационным данным с использованием приведенных газодинамических характеристик ЦБН, в которых расходно-напорные характеристики представлены в виде зависимости степени повышения давления 8 от относительного коммерческого расхода ({2К ^ Рн) природного газа ( е = 1(0.к / Р„ ) ) с учетом технического состояния агрегатов, позволяющая находить значение действительной эффективной мощности ГТУ со средней относительной погрешностью до ± 1,0 %.

2. Предложены способы энергетически и экономически целесообразного распределения нагрузки между ГПА в смешанной двухступенчатой, последовательной трехступенчатой и параллельной обвязках агрегатов на КС.

3. Установлено, что техническое состояние ГПА целесообразно учитывать при оптимизации режимов работы агрегатов и с целью определения области регулирования режимов их работы. При этом потенциал энергосбережения за счет рационального регулирования режимов работы ГПА в системах компримирования КС может достигать 8 % от потребляемых энергетических ресурсов в этих системах.

4. Определен потенциал энергосбережения за счет формирования эффективных систем компримирования, который достигает 18 % от потребляемых энергетических ресурсов в этих системах.

5. Результаты исследования показали, что снижение энергетических затрат в денежном выражении на сжатие природного газа за счет его промежуточного охлаждение между ступенями сжатия при последовательной обвязке ГПА в системах компримирования и степени повышения давления природного газа на КС в диапазоне е = 1,5 ^ 2,0 весьма незначительна и составляет с учетом затрат электрической энергии в ABO газа порядка 0,5 %.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Калинин А.Ф., Лопатин A.C., Кичатов В.В. Определение эффективных режимов работы газоперекачивающих агрегатов // Сборник докладов IV Международной конференции «Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами». - М.: ВНИИГАЗ, 2009, с. 104-112.

2. Калинин А.Ф., Кичатов В.В., Торопов А.Ю. Оценка эффективности работы систем компримирования компрессорных стаций // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009, с. 85 - 95.

3. Кичатов В.В. Оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов в системе компримирования компрессорной станции // Проблемы недропользования / Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет). - СПб, 2009, с. 129 - 131 (Записки Горного института. Т. 181).

4. Калинин А.Ф., Кичатов В.В. Выбор режимов работы газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях II Научно-технический сборник «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010, № 1, с. 59-67.

5. Кичатов В.В. Особенности оптимизации режимов работы газоперекачивающих агрегатов в системах компримирования компрессорных станций // Территория Нефтегаз, 2012, № 5, с. 16-19.

6. Кичатов В.В., Воронцов М.А. Оптимизация режимов работы ГПА в составе КС с учётом неопределённости исходных данных // Территория Нефтегаз, 2012, N2 6, с. 102 - 107.

Подписано в печать 09.01.2013. Формат 60x90/16

Бумага офсетная Усл. п.л.

Тираж 100 экз. Заказ №3

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8(499)233-95-44

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кичатов, Виталий Викторович

ВВЕДЕНИЕ.

I СОСТОЯНИЕ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ.

1.1 Направления энергосбережения в газовой отрасли при магистральном транспорте природного газа.

1.2 Состояние и перспективы развития объектов газотранспортной системы.

1.3 Обзор отечественного и иностранного опыта решения задач определения наиболее эффективных режимов работы КС.

1.4 Основные цели и задачи работы.

II ВЫБОР КРИТЕРИЯ ОПТИМИЗАЦИИ И МЕТОДОВ ЕГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ.

2.1 Выбор критерия оценки эффективности режимов работы ГПА в системах компримирования.

2.2 Анализ и оценка точности аналитических методов определения мощности ГПА.

2.3 Апробация выбранного критерия эффективности работы ГПА на системе компримирования с параллельной обвязкой.

2.4 Апробация выбранного критерия эффективности работы ГПА на системе компримирования с последовательной обвязкой.

2.5 Анализ и выбор графоаналитических методов определения мощности ГПА.

2.6 Перестроение приведенных газодинамических характеристик.

III РЕГУЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГПА

В СИСТЕМАХ КОМПРИМИРОВАНИЯ КС.

3.1 Методика оптимизации распределения нагрузки между ГПА в системах компримирования со смешанной обвязкой.

3.2 Определение наиболее эффективного распределения нагрузки между ГПА в системах компримирования с последовательной обвязкой при трехступенчатом сжатии.

3.3 Использование коэффициентов технического состояния ГПА при решении задач оптимизации режимов работы КС.

3.4 Выбор оптимальной схемы компримирования.

3.5 Оптимизация режимов работы ГПА в составе КС с учётом неопределённости исходных данных.

3.6 Промежуточное охлаждение.

3.7 Экономическая и энергетическая оценка результатов применения методик регулирования режимов работы ГПА.

ВЫВОДЫ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оценка эффективности режимов работы и регулирование газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях"

Газовая промышленность является в настоящее время важнейшей составной частью топливно-энергетического комплекса России, а природный газ в обозримой перспективе останется одним из важнейших видов уникального топлива и ценного химического сырья. Этому в значительной степени способствует то, что на территории России сосредоточена треть мировых запасов природного газа и созданный за многие годы уникальный производственный потенциал.

Среди множества проблем, стоящих перед газовой промышленностью, снижение энергозатрат на собственные нужды и, в частности, при магистральном транспорте природного газа является одной из основных. Согласно отраслевой структуре потребления первичных энергоносителей основная доля энергозатрат (93,2 %) приходится на природный газ. А из всего объема потребления природного газа основная часть (82,6 %) приходится на магистральный транспорт газа. Таким образом, приоритетной задачей отрасли является газосбережение при магистральном транспорте. л

Потенциал газосбережения в России оценивается в 109-111 млрд. м [8]. Несмотря на относительно низкую долю электроэнергии в балансе потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) (6,5 %), ее экономия имеет для отрасли большое значение из-за высоких цен на электроэнергию при централизованных поставках. Поскольку практически три четверти ТЭР, расходуемых в отрасли, потребляется при магистральном транспорте природного газа, то снижение энергоемкости газотранспортной системы страны является важнейшей задачей отраслевого энергосбережения [17].

Учитывая, что основным потребителем энергоресурсов при транспорте газа являются компрессорные станции (КС), проблема снижения энергетических затрат в отрасли в первую очередь должна быть направлена на повышение эффективности их работы. Расход топливного газа во многом определяется типом и количеством газоперекачивающих агрегатов (ГПА), включаемых в системы компримирования, а также режимом работы каждого агрегата. Задача выбора схемы компримирования и режимов работы -ГПА усложняется тем, что все агрегаты индивидуальны и могут иметь разное техническое состояние.

Представленная работа посвящена повышению эффективности регулирования систем компримирования технологического газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов (МГ) с целью снижения энергозатрат при магистральном транспорте газа.

I СОСТОЯНИЕ И РЕЖИМЫ РАБОТЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ

ГАЗОПРОВОДОВ

Газотранспортная система России, обеспечивая поставки газа от месторождений до потребителей, находится в постоянном развитии. С целью решения задачи газификации страны, повышения надежности поставок газа потребителям, расширения рынков сбыта строятся новые магистральные газопроводы, а решение задач повышения надежности и снижения энергетических затрат на действующих газопроводах вызывает необходимость в проведении ремонтных работ и реконструкции основных объектов МГ, замены и модернизации энерготехнологического оборудования и внедрения новых программ энергосбережения.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Кичатов, Виталий Викторович

5. Результаты исследования показали, что снижение энергетических затрат в денежном выражении на сжатие природного газа за счет его промежуточного охлаждение между ступенями сжатия при последовательной обвязке ГПА в системах компримирования и степени повышения давления природного газа на КС в диапазоне £ = 1,5 2,0 весьма незначительна и составляет с учетом затрат электрической энергии в ABO газа порядка 0,5 %.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кичатов, Виталий Викторович, Москва

1. Алгоритмическое обеспечение оптимальной загрузки ГПА / Вертепов А.Г., Зарицкий С.П., Зыбин Г.В., Покутный A.B., Лещенко И.Ч. // Газовая промышленность. 2009 - № 4. - с. 57 - 60.

2. Ашарина O.K., Хворов Г.А. Оценка эффективности энергосбережения в транспорте газа // Газовая промышленность. 2006 - № 3. - с. 1215.

3. Будзуляк Б.В. Реконструкция основа поддержания производственной мощности российской газотранспортной системы // Наука и техника в газовой промышленности. - 2005 - № 2. - с. 2 - 6.

4. Будзуляк Б., Шайхутдинов А., Щуровский В. К вопросу о повышении эффективности транспортировки газа в России // «Газотурбинные технологии», 2003, ноябрь-декабрь. с. 2 - 4.

5. Буховцев Б.М. Снижение топливно-энергетических затрат на транспорт газа за счет оптимизации режима работы центробежных нагнетателей // Нефть и газ. 2001 - № 6. - с. 117-121.

6. Быков Г.А., Быкова О.Г. Системный анализ и обобщение результатов стендовых испытаний газовых центробежных компрессоров // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2006 - №9 - с. 26 — 31.

7. Вертепов А.Г., Лопатин A.C. Диагностическое обеспечение расчетов компримирования газа на КС // Газовая промышленность. — 2012 — №3. с. 59-62.

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

9. Газ природный. Методы расчета физических свойств. М.: ИПК Издательство стандартов, 2000. - 89 с.Н.Газпром в цифрах 2006 2010 г.г. Справочник. - М.: ОАО «Газпром», 2011.-68 с.

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

11. Герке В.Г. Диспетчерское управление международными транзитными газотранспортными системами // «Газовая промышленность», 2006, № 1. — с. 20-22.

12. Государственная программа Российской Федерации «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности на период до 2020 года», утвержденная распоряжение Правительства РФ от 27.12.2010г. №2446-р.

13. Ефанов В.И. Вопросы реконструкции российской газотранспортной системы // «Наука и техника в газовой промышленности», 2005, № 2. -с. 10-14.

14. Завальный П.Н. Оптимизация работы сложной газотранспортной системы // «Газовая промышленность», 2002, № 9. с. 56 - 59.

15. Завальный П.Н. Оптимизация совместной работы системы «газопровод нагнетатель - ГТУ» // «Газотурбинные технологии», 2001, №2.-с. 34-35.

16. Калинин А.Ф. Расчет, регулирование и оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов. М.: МПА-Пресс, 2011. - 264 с. с илл.

17. Калинин А.Ф. Сопоставление и выбор оптимальных схем компримирования природного газа на КС // Газовая промышленность. -2004-№ З.-с. 55-57.

18. Калинин А.Ф. Технологии промысловой подготовки и магистрального транспорта природного газа. М.: МПА-Пресс, 2007. - 323 с.

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

20. Калинин А.Ф. Эффективность отключения компрессорных цехов и компрессорных станций // Газовая промышленность. 2004 - № 11. — с. 33-35.

21. Калинин А.Ф., Кичатов В.В., Торопов АЛО. Оценка эффективности работы систем компримирования компрессорных стаций // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009. - с. 85-95.

22. Карасевич A.M., Крейнин E.B. Перспективы и резервы энергосбережения в России // «Газовая промышленность», 2010, № 9. -с. 68-71.

23. Каталог газодинамических характеристик ЦБК природного газа / В.А. Щуровский, С.Ю. Сальников, И.В. Барцев, JI.C. Цегельников, Н.С. Синицын, Р.В. Шинтяпин- М.: ОАО «Газпром», ООО «ВНИИГАЗ», 2005. 128 с.

24. Каталог характеристик центробежных нагнетателей природного газа. М.: Мингазпром, Союзоргэнергаз, ВНИИГаз, 1986. - 98 с.

25. Кичатов В.В. Особенности оптимизации режимов работы газоперекачивающих агрегатов в системах компримирования компрессорных станций // Территория Нефтегаз. 2012 - № 5. - с. 16 -19.

26. Кичатов В.В., Воронцов М.А. Оптимизация режимов работы ГПА в составе КС с учётом неопределённости исходных данных // Территория Нефтегаз. 2012 - № 6. - с. 102-107.

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

28. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Нефть и газ, 1999. - 398 с.

29. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов. М.: Нефть и газ, 2001. - 398 с.43 .Концепция энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2001 2010 гг. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001. - 66 с.

30. Комплекс технических решений по повышению эффективности ГПА / В.Н. Понькин, Е.И. Жильцов, Б.А. Кесель, A.A. Корноухов // «Газотурбинные технологии», 2009, № 2. с. 18 - 22.

31. Крылов Д.А., Хворов Г.А., Шептуцолов В.Г. Реализация работ по энергосбережению в ОАО «Газпром» // Научно-технический сборник «Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения». М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, № 2. - с. 59 - 69.

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

33. Макаров A.A. Энергоэффективность главный приоритет энергетической стратегии России // Научно-технический сборник «Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения». - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2003, № 3. - с. 3 - 13.

34. Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа // РД 153-39.0-112-2001. М.: ВНИИГАЗ, 2001.-47 с.

35. Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем. СТО Газпром 2-3.5-113-2007. М.: ОАО «Газпром», 2007. -54 с.

36. Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов / В.А. Щуровский, Ю.Н. Синицын, В.И. Корнеев, A.B. Черемин, Г.С. Степанова М.: ВНИИГАЗ, 1999. -50 с.

37. Методология проведения энергетических обследований технологических объектов / Г.А. Хворов, М.В. Юмашев, O.A. Кузнецов, Б.Л. Житомирский // «Газовая промышленность», 2009, № 5.-с. 68-72.

38. Микаэлян Э.А. Методика оценки режимов работы газотранспортных систем по критериям ресурсосберегающей технологии // Технологии нефти и газа. 2005 - №2. - с. 37-41.

39. Научно-техническая политика ОАО «Газпром» в области газоперекачивающей техники / Аналитический обзор // Газотурбинные технологии. 2010 - № 3. - с. 2 - 6.

40. Никишин В.И. Энергосберегающие технологии в трубопроводном транспорте природных газов. М.: Нефть и газ, 1998. - 352 с.

41. Нормы технологического проектирования магистральные газопроводов. СТО Газпром. М.: ОАО «Газпром», 2006. - 192 с.

42. Основы энергоресурсосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов: Учебное пособие / Б.П. Поршаков, A.A.Апостолов, А.Ф. Калинин, С.М. Купцов, A.C. Лопатин, К.Х. Шотиди. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 186 с.

43. Определение оптимального давления природного газа на выходе КС МГ / А.Ф. Калинин, А.И. Ермолаев, A.A. Васильков, АЛО. Торопов // «Газовая промышленность», 2005, № 11. с. 47 - 50.

44. Оптимизация и безопасность работы компрессорных цехов / Седых А.Д., Дедиков Е.В., Клишин Г.С., Чучко В.Ф., Перетрухин С.С. // Газовая промышленность. 1998 - № 12.-е. 18-20.

45. Опыт эксплуатации бесконтактных измерителей крутящего момента БИКМ М-106М в составе ГПА на КС ОАО «Газпром» / Шевцов А.П., Гоптарев В.И., Деревенец О.В., Сушков В.Н. // «Газотурбинные технологии» 2011 - №2. - с. 18-21.

46. Повышение эффективности режимов работы компрессорных станций / Будзуляк Б.В., Пашин С.Т., Китаев C.B., Шаммазов А.М., Байков И.Р. // «Газовая промышленность» 2005 - № 1. - с. 43 - 46.

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

48. Подмарков В.Ю., Арзуманов Н.Р. Надежность поставок газа одна из основных задач ОАО «Газпром» // «Газовая промышленность», 2005, № 11.-е. 12-15.

49. Подмарков В.Ю., Герке В.Г., Ефремов В.А. Расчетно-оптимизационный комплекс диспетчерского управления ЕСГ // Газовая промышленность. 2001 - № 8. - с. 51 - 53.

50. Подмарков В.Ю., Киреев А.Ю. Взаимодействие единой системы газоснабжения и подземных хранилищ газа. Роль ПХГ в обеспечении надежных поставок газа потребителям // «Наука и техника в газовой промышленности», 2005, № 2. с. 15-18.

51. Показатели энергоэффективности производственных процессов транспортировки газа / Загороднев A.B., Хованский А.Д., ТкаченкоИ.Г., Маслова Е.В., Литвинова Н.И. // «Наука и техника в газовой промышленности» 2011, №1. с.33-40.

52. Пыхтеев В.Г., Федоренко Н.Д., Оболенский O.K. Вопросы энергосбережения при реконструкции компрессорных станций магистральных газопроводов // «Газотурбинные технологии», 2010, № 1. — с. 14-17.

53. Регламент диагностического обслуживания ГПА. М: ИТЦ «Оргтехдиагностика» ДО АО «Оргэнергогаз», 2001 г.

54. Ревзин Б.С. Регулирование двухниточного газопровода с газотурбинными ГПА // Газовая промышленность. 2003 - № 4. - с. 67-68.

55. Сарданашвили С.А. Расчетные методы и алгоритмы (трубопроводный транспорт газа). М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газа» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 577 с.

56. Создание ГПА мощностью 25 МВт для реализации масштабных проектов ОАО «Газпром» / М.И. Соколовский, С.И. Бурдюгов, С.Н. Истомин, A.M. Рассулов // Газотурбинные технологии. 2008 - № 9. -с. 2-5.

57. Современное состояние и перспективное развитие направлений энергосбережения в транспорте газа / А.Г. Ишков, Г.А. Хворов, М.В. Юмашев, Е.В. Юров, JI.K. Ешич // Газовая промышленность, 2010, №9.-с. 36-39.

58. Соловьев М.М., Нарбут В.В. Энергоаудит источник экономии // Газовая промышленность. - 2003 - № 3. - с. 30 - 32.

59. Сравнительная оценка газодинамических характеристик высоконапорных центробежных компрессоров / В.В. Огнев, В.А. Щуровский, С.Ю. Сальников, Р.В. Шинтяпин. // Газотурбинные технологии. 2008 - №6;

60. Степаненко O.A., Ревзин Б.С., Скороходов A.B. Регулирование энергопотребления отключением КЦ // Газовая промышленность, 2000, № 13.-с. 36-37.

61. Теплотехнические расчеты процессов транспорта и регазификации природных газов: Справочное пособие / В.А. Загорученко, Р.Н. Бикчентай, A.A. Вассерман, A.M. Журавлев, А.К. Трошин. М.: Недра, 1980.-320 с.

62. Термодинамические свойства метана / В.В. Сычев, A.A. Вассерман, В.А. Загорученко и др. М.: Изд. стандартов, 1979. - 348 с.

63. Федеральный закон Российской Федерации № 28-ФЗ от 3 апреля 1996 г. «Об энергосбережении» / Принят Государственной Думой13 марта 1996 года, одобрен Советом Федерации 20 марта 1996 года.

64. Формирование высокоэффективных энергосберегающих инновационных технологий в магистральном транспорте газа ОАО «Газпром» / А.Г. Ишков, Г.А. Хворов, М.В. Юмашев, Ю.Н. Синицын // «Наука и техника в газовой промышленности», 2011, № 1. -с. 12-18.

65. Щуровский В.А. Основные направления развития газоперекачивающей техники // Газотурбинные технологии. 2007 -июль-август. - с. 38 - 39.

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

67. Щуровский В.А. Энергоемкость магистрального транспорта газа и потребности в газоперекачивающей технике // Газотурбинные технологии. 2009 - № 10. - с. 8 - 11.

68. Щуровский В.А., Синицин Ю.Н. Оценка экономии топливного газа при реконструкции газотурбинных компрессорных станций // Научно-технический сборник «Проблемы энергосбережения в газовой промышленности» № 1-2, 1999. с. 18-26.

69. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. М.: Минэнерго России, 2000. - 102 с.

70. Энергосберегающие технологии при магистральном транспорте газа / Б.П. Поршаков, А.Ф. Калинин, С.М. Купцов, A.C. Лопатин, К.Х. Шотиди. Учебное пособие. М.: МПА-Пресс, 2006. - 311 с. с илл.

71. Энергосбережение в трубопроводном транспорте газа / A.A. Апостолов, Р.Н. Бикчентай, A.M. Бойко, Н.В. Дашунин, А.Н. Козаченко, A.C. Лопатин, В.И. Никишин, Б.П. Поршаков. М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - 176 с.

72. Энергосбережение и экология две стороны одной проблемы / Актуальное интервью с А.Г. Ишковым // Газовая промышленность. -2010-№8.-с. 84-86.

73. Энергоэффективные режимы газотранспортных систем и принципы их обеспечения / Карасевич A.M., Сухарев М.Г., Белинский А.В., Тверской И.В., Самойлов Р.В. // Газовая промышленность. 2012 - № 1. — с. 30-34.

74. Эффективность использования топлива, система готовности газопровода и конфигурация компрессорной станции / М. Любомирский, Р. Курц, П. Климов, Ж. Кульжанов // «Газотурбинные технологии», 2009, № 8. с. 8 - 12.