Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности работы газоперекачивающего и технологического оборудования газодобывающих предприятий

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

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности работы газоперекачивающего и технологического оборудования газодобывающих предприятий"

На правах рукописи

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ (НА ПРИМЕРЕ ООО «УРЕНГОЙГАЗПРОМ»)

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена на кафедре «Промышленная теплоэнергетика» Уфимского государственного нефтяного технического университета и в ООО Урен-гойгазпром».

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Байков Игорь Равильевич.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Мартынов Е.В.;

кандидат технических наук Китаев С.В.

Ведущая организация: ООО «Ямбурггаздобыча».

Защита диссертации состоится «

на

заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу : 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертационной работой можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан « СЬ^ »__2005 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Ямалиев В.У.

& з

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы работы. Газовая промышленность является одной из важнейших составных частей топливно-энергетического комплекса (ТЭК). Программа «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.» предусматривает дальнейшее увеличение добычи газа, как для внутреннего потребления, так и для экспорта, интенсивную реализацию организационных и технологических мер по экономии топлива и энергии.

В настоящее время в мире наблюдается постоянное увеличение потребления энергетических ресурсов. Разведанные мировые запасы обеспечивают уровень его добычи на 60 лет. По оценкам экспертов с учетом темпов роста потребления газа в мире разведанных запасов и еще не разведанных его ресурсов в недрах хватит на 100 лет.

В связи с истощением многих газовых месторождений России одной из важнейших проблем оптимального развития топливно-энергетического комплекса является повышение эффективности использования и экономии энергетических ресурсов.

Основной объем газа в России добывается на северных месторождениях, многие из которых также находятся в завершающей стадии разработки. Падение пластового давления вызывает проблему компримирования газа на газовых промыслах до необходимого давления и подачу его в магистральный газопровод. Эту задачу выполняют дожимные компрессорные станции (ДКС), число работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на которых постоянно увеличивается. При этом возрастает и объем природного газа, затрачиваемого в качестве топлива для ГПА. На истощенных месторождениях на топливные нужды расходуется свыше 3% добытого газа.

С другой стороны, в связи со снижением объемов добычи теоретически необходимая работа сжатия газа должна снижаться, а значит, должна снижаться и мощность ГПА, следовательно, и затраты топливного газа. Фактически же происходит увеличение удельного расхода топлива. Данная проблема должна

решаться с помощью регулирования режиммрЩ^лцш)вадбй|ЛЯт1рхнологиче-

I ЬНЬЛИОТЕКА {

ского оборудования. | ^

Подобные задачи, связанные с истощением месторождений, возникают во многих технологических процессах добычи и переработки газа, газового конденсата и нефти. Решение этих задач позволит сократить имеющее место резкое увеличение энергоемкости разработки газоконденсатных месторождений в условиях падающей добычи.

Цель работы - снижение энергоемкости разработки газовых месторождений путем создания методов оптимизации режимов работы технологического оборудования и совершенствования системы энергоснабжения месторождения (на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения).

Задачи исследований

1. Исследования влияния условий работы ГПА на энергоемкость газодобывающего предприятия.

2. Проведение инструментальных измерений параметров работы технологических установок и определение фактической энергоемкости производств.

3. Определение способов оптимального регулирования параметров работы технологического оборудования, вариантов изменения схем его подключения или замены на менее энергоемкое.

4. Исследование систем энергоснабжения газового месторождения с целью выявления основных источников потерь энергии и разработка способов их снижения.

5. Разработка альтернативных вариантов энергоснабжения предприятий ОАО «Газпром» с использованием не утилизируемых в настоящее время энергоресурсов.

Методы решения задач

При решении поставленных задач и обработке промышленной технологической информации использовались вероятностно-статистические методы, оптимизационные методы с использованием элементов теории операций.

Научная новизна

1. Разработан алгоритм статистического анализа энергетической эффективности работы газоперекачивающих агрегатов с утилизаторами. Установлено,

что существующая схема утилизации тепла уходящих газов не позволяет повысить эффективность использования топлива на ДКС.

2. Разработана методика определения структуры энергоснабжения газотранспортных объектов газового месторождения как единой взаимосвязанной системы и установлено, что частичный или полный переход на автономные энергоисточники позволяет не только снизить затраты на энергоресурсы, но и устранить выбросы парниковых газов в атмосферу.

3. Предложен метод расчета местоположения автономных энергоисточников, позволяющий минимизировать потери энергии в транспортных коммуникациях и учитывающий фактическое расположение источников собственных утилизируемых энергоресурсов.

4. Разработан метод оптимизации режимов ДКС при совместном компримиро-вании продукции сеноманской и валанжинской залежи, позволяющий снизить удельное потребление топливного газа на 25.. .28%.

На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, методы и практические рекомендации по совершенствованию режимов работы оборудования, позволяющие сократить энергоемкость производства газотранспортных подразделений ОАО «Газпром».

Практическая ценность работы

Метод оптимизации загрузки нагнетателей был внедрен на ДКС-1А и ДКС-5 Уренгойского газопромыслового управления ООО «Уренгойгазпром», что позволило снизить в 1,5-2 раза удельный (объемный) расход топливного газа и повысить политропный КПД нагнетателей на 7-10%.

Метод оптимизации размещения электростанций собственных нужд был применен при определении расположения электростанций собственных нужд на Ен-Яхинском газоконденсатном месторождении и на Песцовой площади Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Уренгойгазпром». Использование предложенного метода позволило снизить потери в распределительных электрических сетях указанных объектов в 1,9 - 2,1 раза.

Методика определения энергетической эффективности работы газотурбинных установок применялась на практике при проведении работ по энергетическому обследованию дожимных компрессорных станций Уренгойского газопромыслового управления ООО «Уренгойгазпром».

Апробация работы. Основные положения диссертации доложены и обсуждены на:

- Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт сегодня и завтра» (Уфа, 27-29 нояб., 2002);

- III Энергетическом форуме (Уфа, 2003);

- Научно-технической конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» (г. Новый Уренгой, 25-26 марта 2004 г.);

- Научно-практической конференции «Энергоэффективньте технологии» (Уфа, 2004).

Публикации

Основное содержание работы отражено в 9 научных работах, из них 9 по теме диссертации, в том числе 4 статьи и 5 тезисов докладов, опубликованных в материалах различных научных конференций и форумов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, одного приложения. Работа содержит 202 страниц машинописного текста, в том числе 32 таблиц, 75 рисунков, библиографический список использованной литературы из 155 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи исследования.

Первая глава диссертации посвящена анализу существующих методов исследования эффективности работы технологического оборудования газодо-

бывающих предприятий - дожимных компрессорных станций газовых промыслов.

В первом разделе дается обзор методов исследования энергетических характеристик газотурбинных перекачивающих агрегатов (ГПА), которые, как правило, применяются на ДКС.

Эффективность работы ГПА зависит, главным образом, от эффективности работы энергопривода и нагнетателя, а также режимов работы ГПА. Различным способам регулирования режимов работы оборудования в трубопроводном транспорте энергоресурсов посвящены работы Байкова И.Р., Шаммазова A.M., Козаченко А.Н., Поршакова Б.П., Константинова И.М., Дубинского A.B. и других авторов.

КПД ГПА зависит также от времени наработки агрегата. Неисправности и отклонения от номинальных режимов, влияющие на энергетическую эффективность функционирования ГПА, отражаются на выходных показателях: располагаемой мощности и к.п.д., коэффициентах технического состояния и пр. Анализ работ, посвященных исследованию технического состояния ГПА, позволяет утверждать, что располагаемая мощность ГТУ в межремонтный период снижается на 10...20%, а эффективный к.п.д. на 5...10%. Технические сложности в непосредственном измерении мощности приводят к необходимости определять ее косвенным путем, используя измеряемые параметры, такие как давление, температура, расход рабочего тела, связанные между собой известными соотношениями термодинамики. В большинстве случаев информации о фактических параметрах эксплуатации ГПА не имеется.

Второй раздел первой главы посвящен изучению особенностей эксплуатации технологического оборудования газотранспортных предприятий в условиях падения объемов добычи газа.

Снижение загрузки газопроводов связано как с отставанием ввода мощностей на дожимных компрессорных станциях, так и с сокращением объемов добычи природного газа, что приводит к увеличению удельных энергозатрат на этих КС.

Наиболее крупным из всех Российских месторождений является Уренгойское месторождение как по площади, так и по запасам. Уже в середине 80-х годов оно обеспечивало почти половину добычи газа в стране. В последние годы месторождение переходит в стадию падающей добычи.

При падении добычи возникает необходимость обеспечения рациональной эксплуатации оборудования. Газотранспортная система ОАО «Газпром», запроектированная на прежние условия работы при высокой загрузке газопроводов, оказывается в нерасчетном режиме пониженной загрузки, что сказывается на ее энергоэффективности и требует проведения специальных мероприятий по снижению энергоёмкости транспорта газа в новых условиях. В случаях, когда ГПА недогружены, происходит снижение технико-экономических показателей транспорта газа.

Вариация основных параметров КС существенно влияет на энергетическую эффективность их работы. В настоящее время для нормирования расхода газа на КС в ОАО «Газпром» используется удельный расход топливного газа на единицу политропной работы Н. Анализ показывает, что относительная вариация в течение года показателя Н меняется от 18,5% до 35% для разных КС. Таким образом, оптимизация режимов работы КС при неполной загрузке газопровода имеет большое практическое значение.

Причиной высоких энергозатрат при снижении объемов добычи газа может являться также несоответствие установленного оборудования условиям эксплуатации, в результате назревает необходимость в его модернизации или замене.

В заключительном разделе первой главы рассматриваются основные направления рационального использования энергетических ресурсов на газотранспортных предприятиях.

Вторая глава посвящена разработке энергосберегающих мероприятий на основе проведения статистического анализа параметров работы дожимных КС, полученных при проведении энергообследований, а также оценке потенциала использования ВЭР газодобывающих предприятий на примере ООО «Уренгой-газпром».

Основными параметрами работы компрессорной станции являются объем транспортируемого газа <3, степень повышения давления -ей расход топливного газа на компримирование рТ1. Энергетическим показателем эффективности работы оборудования КС является удельный расход топливного газа на единицу политропной работы. Оценка фактической энергоэффективности работы ГПА может быть определена лишь на основе статистической обработки соответствующей информации, собранной на основе инструментальных измерений на ДКС. Одним из главных условий эффективности применения статистических методов является однородность выборки. Очевидно, что для представительного анализа влияния условий работы на энергетическую эффективность ДКС желательно проводить исследования на различных ДКС с однотипными ГПА. Поэтому в работе нами проводился статистический анализ работы ДКС Уренгойского газопромыслового управления (УГЛУ). На всех 15 ДКС УГЛУ установлены однотипные ГПА с газотурбинным двигателем мощностью 16 МВт. Газотурбинный двигатель - трехвальный. Две турбины (низкого давления и высокого давления) являются приводом для двух ступеней компрессора, обеспечивающего подачу воздуха в двигатель. Свободная турбина является приводом нагнетателя. На всех ДКС компримирование осуществляется в две ступени.

Таким образом, можно утверждать, что мы имеем однородную выборку по типам агрегатов и по наработке с начала эксплуатации. В качестве примера расчета нами был проведен анализ энергетической эффективности работы всех ДКС за май 2004 года. Доля расхода топливного газа в процентах от объема добычи для обследованных ДКС УГЛУ изменяется от 0,77% (ГТТ-8) до 3,39% (ГП-3), т. е. изменяется более чем в 4 раза. Следовательно, можно предположить, что основными причинами вариации расхода топливного газа являются условия работы ДКС.

Давление на входе ДКС изменяется от 21,6 кгс/см2 до 28,5 кгс/см2 (вариация 30%). Давление на выходе ДКС изменяется от 51,5 кгс/см2 до 60,5 кгс/см2 (вариация 17%). Таким образом, условия работы ДКС различны. Естественно, что условия работы ДКС существенно влияют на эффективность работы газо-

перекачивающих агрегатов. Статистический анализ показал, что относительный расход топливного газа

Распределение степени повышения давления по ДКС

гп 1 гкл-г m-з пм гкп-5 m-e m 7 пом т-9 тю т.11 ГП.1? пмэ т-15

Рис.1. Распределение степени повышения давления по различным ДКС

/ ¿V* S S ^ ¿VV<*W

—•—1 tnynm м i. —я—2-я отуламь —

Рис.2. Распределение политропной мощности по ДКС

(отношение расхода топливного газа к транспортируемому газу, выраженного в процентах) имеет корреляцию как с давлением на входе ДКС (коэффициент корреляции минус 0,48), так и с конечным давлением (коэффициент корреляции минус 0,39). Знак минус означает, что с повышением давления эффективность транспорта повышается. Имеется корреляция (коэффициент корреляции 0,39) между расходом топливного газа и расходом транспортируемого газа.

Политропная работа в основном определяется степенью повышения давления (температура газа на входе в ГПА варьируется незначительно). На рис.1 представлено распределение степени повышения давления первой и второй ступеней компримирования по ДКС.

Как видно из рисунка, степень повышения давления на ДКС изменяется в широких пределах. На рис.2 представлено распределение политропной работы по ДКС (суммарной по ДКС и по ступеням компримирования).

Большая вариация величины политропной работы определяется вариацией объема транспортируемого газа и вариацией степени сжатия.

На рис.3 представлено распределение по ДКС величины удельного расхода газа на единицу политропной работы. Как видно из диаграммы, для ДКС 2, 3, 6 наблюдается явное превышение удельного расхода топливного газа по сравнению с остальными ДКС. На ГПА 10 удельный расход топливного газа существенно ниже по сравнению с остальными ДКС. Для остальных 11 ДКС удельный расход топливного газа находится в пределах (0,62 -1,02) н.м3/(кВт*час).

В заключении раздела сделан вывод о том, что диспетчерской информации о регистрируемых параметрах работы ГПА недостаточно для определения реальной энергетической эффективности их работы. Реальную информацию о фактической энергетической эффективности работы ГПА можно получить лишь на основе прямых инструментальных измерений.

Во втором разделе главы разработана методика проведения измерений и анализируются результаты ее использования.

Эффективность работы газоперекачивающего агрегата с газотурбинным двигателем складывается из эффективности работы 1 ТУ и эффективности работы нагнетателя. Общий КПД ГПА определяется по формуле

Лпв =Г1пу 'Т1н> С1)

где тчпу - КПД ГТУ, т1„ - КПД нагнетателя.

Для определения энергетической эффективности работы ГТУ был выбран метод баланса полезной работы и потерь. Эффективный КПД газотурбинной установки в этом случае определяется по формуле

Ъту = 1- Мух - Шх - Шкс, (2)

где бЫух, 81ЧХ - относительные потери с уходящими газами и потери от неполного сгорания топлива, 5МКС - прочие потери, включающие в себя потери в системе маслоохлаждения подшипников, компрессора и турбины и потери в каме-

Рис.3. Распределение удельного расхода топливного газа по ДКС

ре сгорания. Так как потери энергии с уходящими газами составляют примерно 95% всех потерь, погрешность их определения вносит основной вклад в погрешность расчета эффективного КПД ГТУ. Величина 8Мух определяется на основе измерений содержания кислорода в уходящих газах и измерения температуры рабочего тела в различных точках ГТУ:

ч

где я - удельная теплота сгорания топливного газа (кДж/кг), т0 - теоретическое количество воздуха, необходимого для сгорания одного килограмма топливного газа (кг/кг), а - коэффициент избытка воздуха, Л^ - уменьшение энтальпии уходящих газов (кДж/кг).

Политропный КПД нагнетателя зависит от показателя процесса сжатия в нагнетателе. Показатель реального процесса сжатая в нагнетателе (пн) находится из уравнения

(4)

Пн _ Ри1

• 1 ^„,+273'

ги1+273

где рнЬ ря2 - давление на входе и выходе нагнетателя, 1н1, 1н2 - температура транспортируемого газа на входе и выходе нагнетателя. Политропный КПД нагнетателя определяется по формуле

Пи к„-1 /сч

Лн=—Г-> (5>

где кн - показатель идеального процесса сжатия. Для природного газа принято

к. = 1,3-

Результаты измерений показали, что среднее значение политропного КПД нагнетателя равно 0,72, что более чем на 10% ниже номинального значения 0,82. Причем значение политропного КПД изменяется от очень низкого значения 0,59 для ГПА 4 газового промысла ГП-12 до номинального значения для ГПА 3 газового промысла ГП-15.

Одной из причин вариации КПД нагнетателя являются разные условия работы ГПА первой и второй ступеней компримирования. Для большинства ДКС политропный КПД ГПА первой ступени ниже соответствующего показателя второй ступени. Среднее значение политропного КПД нагнетателей первой ступени равно 0,69, что на 16% ниже номинального значения. Для второй ступени компримирования среднее значение КПД нагнетателя равно 0,76, что на 8% ниже номинального значения. Таким образом, основной причиной низкого среднего КПД нагнетателей является низкая эффективность работы агрегатов первой ступени компримирования.

Разные условия эксплуатации агрегатов первой и второй ступеней компримирования являются причиной различия в средних значениях КПД ГТУ. Среднее значение КПД ГТУ первой ступени составляет 0,20. Среднее значение КПД ГТУ второй ступени примерно на 5% выше и составляет 0,21.

Таким образом, проведенные инструментальные обследования позволили определить реальную эффективность работы ГПА, что дало возможность выявить причины неэффективного использования топливного газа. Установлено, что основными причинами низкой эффективности работы ГПА в УГЛУ являются:

• эксплуатация агрегатов в неноминальных режимах;

• различные условия работы агрегатов первой и второй ступеней компримирования;

• неудовлетворительное техническое состояние компрессоров ГТУ.

Третья глава посвящена разработке методов оперативного контроля энергетической эффективности работы ГТУ ДКС в изменяющихся условиях эксплуатации. Работа ДКС характеризуется нестационарными режимами эксплуатации, при этом постоянно меняются расход и параметры компримирования добываемого углеводородного сырья. В нестационарных условиях эксплуатации особую роль играет контроль за параметрами работы оборудования. Располагая данными о параметрах эксплуатации оборудования, можно выбрать наиболее рациональные режимы работы ГПА. Одновременно производится накопление оптимизационного архива режимов, который в некоторых случаях

1986 1988 1990 1992 1994 1996 19» 2000 2002 2004

Рис.4. Динамика политропной мощности ДКС-З

позволяет ускорить решение задачи выбора энергоэффективных режимов ком-

примирования.

Работа дожимных компрессорных станций характеризуется постоянно меняющимися параметрами компримирования. На рис.4 представлено изменение политропной мощности ДКС-З, рассчитанное для условий давления газа на выходе из ДКС, равного 7,6 МГГа. Для этого степень повышения давления должна достигать 3,3, что можно обеспечить компримиро-ванием в три ступени нагнетания. Как видно из рис.4, необходимая мощность ДКС за период эксплуатации существенно увеличилась (более чем в 12 раз). В связи с этим затраты энергоресурсов на компримирование значительно возросли. В настоящее время давление на выходе ДКС не превышает 5,5 МПа.

Максимальная мощность ДКС может достигнуть 32 МВт при условии, что давление на выходе ДКС составляет 7,6 МПа. При двухступенчатом компримировании указанную мощность могут обеспечить два агрегата мощностью 16 МВт. В УГЛУ на всех ДКС установлены ГПА мощностью 16 МВт. На рис.5 пред-

Е Е § Е £ а Ё £ £

Рис.5. Распределение мощности ГПА на УГКМ

ставлено распределение по ДКС средней мощности работающих агрегатов в процентах от номинального значения (16 МВт). Из диаграммы видно, что большинство ГПА эксплуатируются с полезной мощностью менее 50% от номинала. Работа газотурбинной установки характеризуется явной зависимостью КПД от мощности. Причем снижение мощности на 50% от номинала характеризуется снижением КПД установки на 25-30%.

Проведенный в работе анализ энергозатрат при различных комбинациях ГПА с учетом характеристик нагнетателей показал, что при существующей номенклатуре оборудования сколько-нибудь реального снижения энергопотребления добиться невозможно. Снижение энергозатрат в сложившихся условиях возможно лишь путем технического перевооружения ДКС путем замены ГПА на агрегаты, технические характеристики которых соответствуют условиям эксплуатации газопроводов.

Возможность варьирования средней мощности агрегатов позволит существенно повысить эффективность работы ДКС за счет соответствия фактического расхода топливного газа номинальным параметрам ГПА. На ДКС-11 фактический расход топливного газа за 2003 год составил 160 млн м3/год. Эксплуатация оборудования в номинальном режиме (КПД ГТУ - 0,29; политропный КПД нагнетателя - 0,8) позволит повысить эффективность использования топлива на 20%, что приведет к экономии топливного газа - 32 млн м3/год. По всем 15 ДКС экономия составит не менее 120 млн м3/год.

В четвертой главе диссертации решается задача снижения энергоемкости производства, поставленная с точки зрения комплексного подхода к вопросам энергоэффектавности.

В процессе разработки газовых месторождений образуются инфраструктуры, куда входят отдельные производства (газовые промыслы, перерабатывающее заводы, цеха по подготовке сырья к дальнейшему транспорту) и системы энергообеспечения (ТЭЦ и ЛЭП, котельные, системы водоснабжения и канализации, объекты городского хозяйства). Поэтому весьма актуальным представляется определение энергоэффективности всей инфраструктуры в целом, а также оценка возможности частичного или полного перехода на альтернативные

варианты энергоснабжения всей сложной и взаимосвязанной системы объектов, «привязанных» к месторождению.

В первом разделе четвертой главы проведен анализ результатов энергетического обследования подразделений ООО «Уренгойгазпром», рассматриваются структура и объемы энергопотребления подразделений и итоги обследования, выраженные в эффективности предложенных мероприятиях по энергосбережению.

Перечисленные мероприятия, безусловно, могут способствать снижению энергопотребления ООО «Уренгойгазпром» в целом. Однако подобный подход, по нашему мнению, не является наилучшим. Действительно, поскольку все структурные подразделения являются неотъемлемыми составляющими энергетической инфраструктуры, то более целесообразным представляется именно общий подход к проблеме энергосбережения. При этом имеется в виду не получение выгоды отдельными подразделениями ООО «УГП», а выгода предприятия в целом, несмотря на возможные потери для отдельных подразделений. Рассмотрим один из возможных вариантов подобного подхода к этой проблеме.

Наиболее энергоемким производством ООО «УГП» является добыча газа и его компримирование на ДКС. Если газовое топливо для ДКС доступно для производства в любых объемах и в любое время, то электрическая энергия на газовые промыслы поставляется монополистом электроэнергетики, что имеет серьезные недостатки:

• Низкая надежность 700-километровой ЛЭП 220 кВ «Сургут - Новый Уренгой», проложенной в неблагоприятных природно-климатических условиях. За год происходит до 5 аварийных отключений электропитания с крайне неблагоприятными последствиями для производства.

• Высокие и постоянно повышающиеся тарифы на электроэнергию.

• Значительные потери энергии в ЛЭП 220 кВ, которые оплачивает, в конечном счете, ООО «УГП».

Поэтому рассмотрим альтернативный вариант электроснабжения г. Новый Уренгой и филиалов ООО «УГП», лишенный перечисленных недостатков

и предусматривающий переход на автономное электроснабжение всей энергетической инфраструктуры «VI11» и города Новый Уренгой.

Анализ территориального расположения объектов ООО «УГГТ» и их мощности показывает, что имеет место явно неравномерная территориальная распределенность электропотребителей. Газовые промыслы (111) наиболее мощного потребителя - Уренгойское газопромысловое управление (УГЛУ) -расположены на расстояниях до 200 км от города.

При рассмотрении вопроса о строительстве собственного источника электроэнергии необходимо учитывать, что в случае пространственно распределенной электрической нагрузки потери в распределительных сетях (и стоимость строительства самих сетей) будут сильно зависеть от общей протяженности ЛЭП. Поэтому выбор места расположения автономной электростанции является важной и ответственной задачей.

Самым простым путем перехода на автономное электропитание является использование блочных электростанций собственных нужд (ЭСН) с газотурбинным или газопоршневым приводом на каждом газовом промысле и других удаленных объектах. Анализ показал, что номинальная мощность каждой блочной электростанции не будет превышать 6 МВт, поскольку реально используемая мощность составляет не более 4 МВт. Однако такой простейшей схеме присущи серьезные недостатки:

Во-первых, ресурс газотурбинных двигателей составляет около 10-20 тыс. часов, после чего требуется дорогостоящий капитальный ремонт. Полный ресурс не превышает 30-60 тыс. часов.

Во-вторых, каждый автономный энергоисточник выделяет большое количество тепловой энергии, которая и без того в избытке получается при использовании котлов-утилизаторов на ГПА.

В-третьих, КПД энергетического источника, как правило, падает со снижением его номинальной мощности.

Поэтому имеет смысл исследовать схему применения нескольких, но достаточно мощных электростанций. В этом случае встает вопрос об их оптимальном территориальном размещении.

Исходной информацией для проведения расчетов служит масштабная карта месторождения, на которую нанесены все энергопотребляющие объекты (ДКС, технологические установки заводов по переработке сырья, кусты скважин, мощные насосы и пр.) с указанием их установленной мощности.

Для наглядности представления данных по плотности размещения энергопотребляющих объектов может быть использовано трехмерное пред-

Рис.6. Пространственное расположение ставление исходных данных,

электропотребителей ООО «Уренгойгазпром» те по горизонтальным осям

отложены координаты объектов на местности, а по вертикальной - их мощность. В рассматриваемом же нами случае имеет место практически линейное расположение энергопотребителей, поэтому достаточной наглядностью обладает двумерное представление (рис.6).

Подобные задачи могут быть рассмотрены с позиции метода оптимизации размещения объектов в непрерывном пространстве решений, которая в общем случае формулируется следующим образом.

Пусть т существующих объектов размещены в различных точках Р/,...,Рт плоскости, а новые объекты (ЭСН) - в точках Х1...ХП. Расстояние между точками расположения ]-го нового и 1-го существующих объектов обозначим как с1(Х^Р,). Обозначим годовые удельные потери энергии в кабеле между }-м новым и 1 м существующим объектом через -у^Р^Н). Тогда общие годовые потери энергии определятся как

/(*) = £иу*(Х,,Р,), (7)

1-1

где с1{Х^Р,) = ^-а,)2+(у]-Ь,)г ■

х^ у, - искомые координаты нового объекта, а, и Ь, - координаты 1-го существующего объекта.

Задача размещения нового объекта на плоскости состоит в минимизации целевой функции: А[Х)-»тт, и ее решение сводится к итерационному расчету по соотношениям:

. <*+и _ м_

¡-I

I ууЛ/ЕГ

(А+1)

У, =-

(8)

(9)

где

ф - малый параметр для аппроксимации зависимости (7) гладкой функцией, а верхние индексы обозначают номер итерации.

Расчет оптимального расположения одной ЭСН (или ТЭЦ), проведенный по формулам (8),(9), дает оптимальное расположение источника энергии

на расстоянии 21,0 км от г. Новый Уренгой, т.е. в районе достаточно мощных потребителей ГП-2, ГЛ-3, УПКТ и НГДУ.

При таком размещении ТЭЦ суммарные потери в ЛЭП сократятся в 1,75 раза в сравнении с ныне существующими. При смещении координаты ТЭЦ мощность потерь возрастает (рис.7).

Заметим, что имеется еще

14000 -

4000 - -

0

30 <0 60 в) 70 Коордммта «мктроспнции,

Рис.7. Зависимость мощности потерь в ЛЭП от территориального расположения источника электроэнергии.

одно преимущество такого расположения ТЭЦ. Актуальной проблемой ООО «УГП» является утилизация газа, который в настоящее время сжигается в факелах. В основном это касается низконапорного газа, сбрасываемого на факельные устройства НГДУ и УПКТ (210 млн. нм^/год на ЦПС-1, 225 млн. нм3/год на ЦПС-2 и 8,7 млн. нм3/год на УПКТ). Таким образом, оптимальное располо-

жение ТЭЦ по критерию минимальных потерь энергии практически совпадает с расположением предприятий, нуждающихся в утилизации попутного газа, и, таким образом, строительство ТЭЦ в данном месте решает одновременно две важнейшие задачи.

Далее рассматриваются варианты автономного энергоснабжения ООО «VI11» с несколькими энергоисточниками.

Один из возможных вариантов расположения ЭСН трех номиналов мощностей представлен на рис. 8. Расчет проводился по формулам (8),(9), но с учетом того, что в нашем распоряжении имеются три независимые ЭСН с номинальными электрическими мощностями Ni = 80 МВт, N2=60 МВт и N3 = 40 МВт.

Однако наиболее рациональным является зависимая схема подключения, когда все три ЭСН работают на одну общую сеть (синхронизированы), что позволяет улучшить динамический диапазон мощности системы ЭСН и ее надежность по сравнению с независимой схемой подключения источников электроэнергии. В таком случае предлагается схема последовательной оптимизации, суть которой состоит в последовательном исключении из схемы по одной ЭСН, которое приводит к наименьшим потерям в ЛЭП, с перераспределением ее нагрузки по оставшимся ЭСН.

Рассмотренные методы позволяют минимизировать потери энергии в ЛЭП и ее протяженность (а значит и стоимость). Однако во многих случаях бывают- заведомо более предпочтительные варианты расположения энергоисточника, связанные с техническими возможностями. Например, в ООО «VI11» таким местом служит интервал расстояний 20-22 км от города, где имеется неутилизируемый в настоящее вре-

Расстояние, км

Рис.8 Оптимальный вариант расположения трех ЭСН с номинальными мощностями 80, 60 и 40 МВт

мя низконапорный газ НГДУ, сжигаемый в факелах. Мощное гь этого вторичного энергоресурса составляет около 1000 МВт, что с запасом перекрывает потребности промышленных объектов и города в электрической и тепловой энергии. В работе рассмотрено несколько вариантов строительства ТЭЦ на низконапорном газе.

В следующих разделах четвертой главы исследуются возможности усовершенствования технологических процессов в конкретных подразделениях ООО «УГП». Рассмотрена возможность перевода ДКС на более экономичный электропривод, но это возможно лишь для ближайших к ТЭЦ ДКС. Рассмотрена целесообразность замены теплоспутников на НГДУ на электроподогреваю-щие системы. С учетом падения добычи нефти в НГДУ предлагается замена насосов внешней перекачки на меньшую производительность, использование технологии ЧРП на УПКТ и т.д.

В заключительном разделе рассмотрен один из методов повышения энергетической эффективности дожимных компрессорных станций, заключающийся в дозагрузке ГПА газом из сторонних источников. Как уже говорилось, основной причиной низкой энергетической эффективности работы ДКС является их неполная загрузка при естественном падении объемов добычи газа. Поэтому было предложено осуществлять дополнительную загрузку ДКС газом из других источников - газом валанжинской залежи, попутным нефтяным газом НГДУ, газом деэтанизации с УПКТ и пр.

Подобные схемы были экспериментально опробованы в 2004 году на нескольких ДКС. Результаты экспериментов неоднозначны. Так на ДКС-1А удельный расход топливного газа снизился более, чем в 1,5 раза, а на ДКС-6 даже несколько увеличился. Поэтому нами была разработана методика оптимизации объемов валанжинского газа, подаваемого на сеноманские ДКС, выбор типов и схем включения центробежных нагнетателей. Для применения оптимизационных математических методов необходимо аналитическое представление характеристик нагнетателей. Общий вид аппроксимационных зависимостей был получен с применением метода асимптотических координат.

Постоянные коэффициенты в этих соотношениях получены по оцифрованным паспортным характеристикам нагнетателей и использованием методов нелинейной оптимизации.

На рис.9 показаны рабочие области нагнетателя второй ступени сжатия ДКС-1А до и после догрузки валанжин-ским газом. Как следует из приведенных данных, положительный результат эксперимента на ДКС-1А объясняется тем, что нагнетатель работал на самой границе рабочей области, а при его догрузке ва-ланжинским газом рабочая область переместилась практически в оптимальную зону.

Из данных рис.10 становится понятен неоднозначный результат эксперимента на

ДКС-5. При изменении схемы Рис.10. Оптимизация режимов работы ДКС-5 догрузкой

второй ступени нагнетания работы с 2x1 на 2x2 и догрузке

второй ступени валанжинским газом, недогрузка сохраняется, а значит, будет иметь место неэффективная работа ДКС (зона 2). При сохранении схемы 2x1 происходит значительная перегрузка нагнетателя второй ступени, и режим работы по-прежнему неэффективный. В данном случае следует уменьшить объемы дозагрузки валанжина до 3100 нм3/мин, в этом случае работа ДКС-5 будет наиболее эффективной.

ПримдснмыД расхбд, ЧУшт

Рис.9. Рабочие зоны нагнетателя второй ступени до (левая) и после (правая) подачи валанжинского газа

Приведений рммд и'Ьт*

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что энергетическая эффективность газоперекачивающих агрегатов Уренгойского газопромыслового управления ниже номинальной на 2030 %. Выявлено, что оптимизация режимов работы ПТА в рассмотренных условиях не может обеспечить существенное снижение энергозатрат, а причиной низкой эффективности работы ПТА является несоответствие установленного оборудования конкретным условиям работы ДКС. Причем минимальные энергозатраты превышают номинальные показатели установленного оборудования более чем на 20%.

2. Проведен анализ энергопотребления УГКМ и показана целесообразность перевода энергообеспечения на автономные источники. Разработан метод оптимизации размещения ЭСН на территории УГКМ, проведены расчеты для различных вариантов выбора числа и мощности энергоблоков.

3. Установлено, что имеющиеся ресурсы неутилизируемого низконапорного газа желательно использовать в качестве топлива для электростанций, которые могут служить в качестве автономных источников электроэнергии ряда объектов Уренгойского газопромыслового управления. Показано, что экономия энергоресурсов в денежном выражении за счет использования низконапорного газа составит 500 млн. руб./год.

4. Предложено применение электрообогрева технологических трубопроводов, и установлено, что его использование позволяет сократить потери тепловой энергии, а также существенно снизить затраты на техническое обслуживание теплоспутников.

5. Рассмотрена возможность использования электропривода на ДКС. Показано, что это мероприятие целесообразно для трех ГП при строительстве ТЭЦ в г. Новый Уренгой, использующей неутилизируемый низконапорный газ с предприятия НГДУ.

6. Разработан метод оптимизации режимов ДКС при совместном компримиро-вании продукции сеноманской и валанжинской залежи, позволяющий снизить удельное потребление топливного газа на 25.. .28%.

в«ЕЛ , 2006-4 »1 5 263 ir,is

Основные результаты опубликованы в следующих научны 1 J J 1 J

1. Байков И.Р., Смородов Е.А., Путенихин А.Ю. Обеспечение энергетической безопасности предприятий газовой промышленности с применением автономных источников электроэнергии // Трубопроводный транспорт сегодня и завтра: Материалы международной научно-технической конференции (Уфа, 27-29 ноября 2002 г.).- Уфа: УГНТУ, 2002.- С. 287-289.

2. Байков И.Р., Смородов Е.А., Путенихин А.Ю. Моделирование работы установки деэтанизации газового конденсата // Трубопроводный транспорт сегодня и завтра: Материалы международной научно-технической конференции (Уфа, 2729 ноября 2002 г.).- Уфа: УГНТУ, 2002.- С. 213-214.

3. Сулейманов А.М., Путенихин А.Ю. Энергоэффективность очистки проточной части осевого компрессора газотурбинной установки // Материалы III Энергетического форума.-Уфа, 2003,- С.53-54.

4. Юкин Г.А., Байков И.Р., Путенихин А.Ю., Юкин А.Ф. Потенциал повышения энергоэффективности работы компрессорных станций //Сборник докладов 3-го Российского энергетического форума. - Уфа, 2003. - С. 63 - 65.

5. Путенихин Л.Ю. Оптимизация расположения линейно-эксплуатационных служб, обслуживающих газопроводы большой протяженности // Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли: Сборник докладов Научно-технической конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (г. Новый Уренгой, 25-26 марта 2004 г.). - г. Новый Уренгой, 2004. - С. 16-17.

6. Путенихин А.Ю. Повышение энергетической эффективности предприятия путем использования частотно-регулируемого привода // Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли: Сборник докладов Научно-технической конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России (г. Новый Уренгой, 25-26 марта 2004 г.). - г. Новый Уренгой, 2004. - С. 47-48.

7. Байков И.Р., Путенихин А.Ю., Костарева С.Н. Диагностирование технического состояния газоперекачивающих агрегатов на основе количественной характеристики выхлопных газов // Энергоэффективные технологии: Тезисы докладов научно-практической конференции.-Уфа, 2004.-С.58-62.

8. Юкин А.Ф., Путенихин А.Ю. Эффективность электроподогрева при индивидуальном энергоснабжении нефтебаз и газоперекачивающих станций// Энергоэффективные технологии: Тезисы докладов научно-практической конференции.-Уфа, 2004.-С.66-67.

9. Путенихин А.Ю. Энергосберегающие технологии и режимы аппаратов воздушного охлаждения// Энергоэффективные технолопга: Тезисы докладов научно-практической конференции.-Уфа, 2004.-С.12-13.

Подписано в печать 01 07 2005 Бумага офсетная Формат 60x84 1/16 Печать трафаретная Усп-леч л 10 Уч-изд л 0,9. Тираж 90 зкз. Заказ 09

Типография 018ЕТДО г Уфа, Проспект Октября, 133

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Путенихин, Андрей Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИССЛЕДОВЛ11ИЯ ЭФФЕКТИВ1ЮСТИ РАБОТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДОЖИМ

НЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ.

1.1 Анализ динамики изменения показателей эксплуатации газоперекачивающих агрегатов.

1.2 Особенности эксплуатации технологического оборудования в условиях падения добычи углеводородного сырья.

1.3 Основные направления рационального использования топливно энергетических ресурсов на газотранспортных предприятиях.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1.

2 ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ. 2.1 Статистический анализ эффективности работы дожимных компрессорных станций ООО «Уренгойгазпром».

2.2 Инструментальные обследования энергоэффективности работы газоперекачивающих агрегатов газовых промыслов.

2.3 Эффективность утилизации тепла уходящих газов.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2.

3 МОНИТОРИНГ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ CTAI1ЦИЙ.

3.1 Анализ динамики изменения параметров работы дожимных компрессорных станций.

3.2 Оптимизация параметров работы газоперекачивающих агрегатов.

3.3 Мониторинг энергоэффективности работы газоперекачивающих агрегатов ООО «Уренгойгазпром».

3.4 Эффективность внедрения двигателей малой мощности при реконструкции Д КС.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3.

4 РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

4.1 Анализ эффективности использования ТЭР в ООО «Уренгойгазпром».

4.2 Оптимизация схем и методов энергоснабжения газодобывающих предприятий.

4.3 Выбор технических решений по повышению энергоэффективности работы технологического оборудования.

4.4 Оценка эффективности применения электропривода на дожимных компрессорных станциях.

4.5 Повышение энергоэффективности сеноманских ДКС путем увеличения их загрузки продукцией валанжинской залежи.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности работы газоперекачивающего и технологического оборудования газодобывающих предприятий"

Газовая промышленность является одной из важнейших составных частей топливно-энергетического комплекса (ТЭК). «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.» предусматривает дальнейшее увеличение добычи газа как для внутреннего потребления, так и для экспорта, интенсивную реализацию организационных и технологических мер по экономии топлива и энергии.

В настоящее время в мире наблюдается постоянное увеличение потребления энергетических ресурсов. Разведанные мировые запасы обеспечивают уровень его добычи на 60 лет. По оценкам экспертов, с учетом темпов роста потребления газа в мире, разведанных запасов и еще не разведанных его ресурсов в недрах хватит на 100 лет.

В связи с истощением многих газовых месторождений России одной из важнейших проблем оптимального развития топливно-энергетического комплекса является повышение эффективности использования и экономии энергетических ресурсов.

Основной объем газа в России добывается на северных месторождениях, многие из которых также находятся в завершающей стадии разработки. Падение пластового давления вызывает проблему компримирования газа на газовых промыслах до необходимого давления и подачу его в магистральный газопровод. Эту задачу выполняют дожимные компрессорные станции (ДКС), число работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на которых постоянно увеличивается. При этом возрастает и объем природного газа, затрачиваемого в качестве топлива для ГПА. На истощенных месторождениях на топливные нужды расходуется свыше 3% добытого газа.

С другой стороны, в связи со снижением объемов добычи, теоретически необходимая работа сжатия газа должна снижаться, а значит должна снижаться и мощность ГПА, а следовательно, и затраты топливного газа. Фактически же происходит увеличение удельного расхода топлива. Данная проблема должна решаться с помощью регулирования режимов ГПА или подбора технологического оборудования.

Подобные задачи, связанные с истощением месторождений, возникают во многих технологических процессах добычи и переработки газа, газового конденсата и нефти. Решение этих задач позволит сократить имеющее место резкое увеличение энергоемкости разработки газоконденсатных месторождений в условиях падающей добычи.

Цель работы - снижение энергоемкости разработки газовых месторождений путем создания методов оптимизации режимов работы технологического оборудования и совершенствования системы энергоснабжения месторождения (на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения).

Задачи исследований

1. Исследования влияния условий работы ГПА на энергоемкость производства газодобывающего предприятия.

2. Проведение инструментальных измерений параметров работы технологических установок и определение фактической энергоемкости производств.

3. Определение способов оптимального регулирования параметров работы технологического оборудования, вариантов изменения схем его подключения или замены на менее энергоемкое.

4. Исследование систем энергоснабжения газового месторождения с целью выявления основных источников потерь энергии и разработка способов их снижения.

5. Разработка альтернативных вариантов энергоснабжения предприятий ОАО «Газпром» с использованием не утилизируемых в настоящее время энергоресурсов.

Методы решения задач

При решении поставленных задач и обработке промышленной технологической информации использовались вероятностно-статистические методы, оптимизационные методы с использованием элементов теории операций.

Научная новизна

1. Разработан алгоритм статистического анализа энергетической эффективности работы газоперекачивающих агрегатов с утилизаторами. Установлено, что существующая схема утилизации тепла уходящих газов не позволяет повысить эффективность использования топлива на ДКС.

2. Разработана методика определения структуры энергоснабжения газотранспортных объектов газового месторождения как единой взаимосвязанной системы и установлено, что частичный или полный переход на автономные энергоисточники позволяет не только снизить затраты на энергоресурсы, но и устранить выбросы парниковых газов в атмосферу.

3. Предложен метод расчета местоположения автономных энергоисточников, позволяющий минимизировать потери энергии в транспортных коммуникациях и учитывающий фактическое расположение источников собственных утилизируемых энергоресурсов.

4. Разработан метод оптимизации режимов ДКС при совместном компримиро-вании продукции сеноманской и валанжинской залежи, позволяющий снизить удельное потребление топливного газа на 25.28%.

На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, методы и практические рекомендации по совершенствованию режимов работы оборудования, позволяющие сократить энергоемкость производства газотранспортных подразделений ОАО «Газпром».

Практическая ценность работы

Метод оптимизации загрузки нагнетателей был внедрен на ДКС-1А и ДКС-5 Уренгойского газопромыслового управления ООО «Уренгойгазпром», что позволило снизить в 1,5-2 раза удельный (объемный) расход топливного газа и повысить политропный КПД нагнетателей на 7-10%.

Метод оптимизации размещения электростанций собственных нужд был применен при определении расположения электростанций собственных нужд на Ен-Яхинском газоконденсатном месторождении и на Песцовой площади Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Уренгойгазпром». Использование предложенного метода позволило снизить потери в распределительных электрических сетях указанных объектов в 1,9 - 2,1 раза.

Методика определения энергетической эффективности работы газотурбинных установок применялась на практике при проведении работ по энергети6 ческому обследованию дожимных компрессорных станций Уренгойского газопромыслового управления ООО «Уренгойгазпром».

Апробация работы. Основные положения диссертации доложены и обсуждены на:

- Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт сегодня и завтра» (Уфа, 27-29 нояб., 2002);

- III Энергетическом форуме (Уфа, 2003);

- Научно-технической конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» (г. Новый Уренгой, 25-26 марта 2004 г.);

- Научно-практической конференции «Эпергоэффективные технологии» (Уфа, 2004).

Публикации

Основное содержание работы отражено в 9 научных работах, из 9 по теме диссертации, в том числе 4 статьи и 5 тезисов докладов, опубликованных в материалах различных научных конференций и форумов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, одного приложения. Работа содержит 202 страниц машинописного текста, в том числе 32 таблицы, 75 рисунков, библиографический список использованной литературы из 155 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Путенихин, Андрей Юрьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Установлено, что энергетическая эффективность газоперекачивающих агрегатов Уренгойского газопромыслового управления ниже номинальной на 20-30 %. Выявлено, что оптимизация режимов работы ГПА в рассмотренных условиях не может обеспечить существенное снижение энергозатрат, а причиной низкой эффективности работы ГПА является несоответствие установленного оборудования конкретным условиям работы ДКС. Причем, минимальные энергозатраты превышают номинальные показатели установленного оборудования более чем на 20%.

2 Проведен анализ энергопотребления УГКМ и показана целесообразность перевода энергообеспечения на автономные источники. Разработан метод оптимизации размещения ЭСП на территории УГКМ, проведены расчеты для различных вариантов выбора числа и мощности энергоблоков.

3 Установлено, что имеющиеся ресурсы неутилизируемого низконапорного газа желательно использовать в качестве топлива для электростанций, которые могут служить в качестве автономных источников электроэнергии ряда объектов Уренгойского газопромыслового управления. Показано, что экономия энергоресурсов в денежном выражении за счет использования низконапорного газа составит 500 млн. руб./год.

4 Предложено применение электрообогрева технологических трубопроводов и показано, что его использование позволяет сократить потери тепловой энергии, а также существенно снизить затраты на техническое обслуживание теплоспутников.

5 Рассмотрена возможность использования электропривода на ДКС. Показано, что это мероприятие целесообразно для трех ГП при строительстве ТЭЦ в г. Новом Уренгое, использующей неутилизируемый низконапорный газ с предприятия НГДУ.

6 Разработан метод оптимизации режимов ДКС при совместном компримировании продукции сеноманской и валанжинской залежи, позволяющий снизить удельное потребление топливного газа на 25.28%.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Путенихин, Андрей Юрьевич, Уфа; Новый Уренгой

1. Адамснко С.В., Елкин А.А., Каширин А.И., Клюев О.Ф. Повышение мощности ГТУ //Газовая промышленность. — 2000.-ЖЗ.- с.57-59.

2. Акоев Е.П. Анализ надежности работы газоперекачивающих агрега-тов//Газовая промышленность.-1970. №7.-С.40-43.

3. Албул В.П., Карасевич A.M., Гришко В.В., Кисленко Н.А. Экономические вопросы энергосбережения. Серия: Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности.- М., 2004.-44 с.

4. Александров А.В., Яковлев К.И. Проектирование и эксплуатация систем дальнего транспорта газа. М., Недра, 1974. 432 с.

5. Алиев Р.А., Белоусов А.Г., Яковлев Е.И. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1988. - 281 с.

6. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа.-ВНИИГАЗ, Москва, 1976, 1985.

7. Аминев А.П., Барский И.П., Орехов В.К., Шаталов И.К. Повышение мощности газотурбинной установки // Газовая промышленность М.: 1999г, № 8, с. 29-31.

8. Анализ состояния и перспективы сокращения затрат природного газа при эксплуатации газотурбинных компрессорных цехов. / Шуровский В.А., Синицин Ю.Н., Клубничкин А.К. и др. // Транспорт и хранение газа. М.: ВНИИГазпром, 1982.-Вып. 2.-С. 11-14.

9. Байков И.Р. Диагностирование и регулирование гидродинамических характеристик нефтегазопроводов: Дис. д-ра технических наук. - Уфа,-1995.-378с.

10. Байков И.Р. Методы оперативного контроля при эксплуатации магистральных нефтепроводов с учетом априорной информации: Дис. кандидата технических наук.-У фа, 1986.-167с.

11. Байков И.Р., Путенихин АЛО. Оптимизация расположения ремонтных подразделений, обслуживающих протяженный газопровод (тезисы)

12. Банков И.Р., Гольянов А.И., Смородов Е.А., Китаев С.В. Уточнение методики оценки технического состояния проточной части газоперекачивающих агрегатов // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики.-2001. -№3-4,- с. 3-6.

13. Байков И.Р., Жданова Т.Г., Гареев Э.А. Моделирование технологических процессов трубопроводного транспорта нефти и газа.-Уфа, 1994.-127с.

14. Байков И.Р., Смородов Е.А., Ахмадуллин К.Р. Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 275 с.

15. Байков И.Р., Смородов Е.А., Шакиров Б.М. Принципы реконструкции системы энергоснабжения населенных пунктов // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. -2001.-№9-10.- С.77-81.

16. Байков И.Р., Смородова О.В., Тухбатулин Ф.Г. Диагностирование технического состояния газопроводов // Газовая промышленность.-1998.-.М>6.-С.15-17.

17. Байков И.Р., Юкин Г.А. Экспертная система «энергоаудит компрессорных станций» // тез. докл. Межрегиональной научно-методической конференции «Проблемы нефтегазовой отрасли». — Уфа, 2000 г. с. 36.

18. Бармин С.Ф., Васильев П.Д., Магазаник Я.М. Компрессорные станции с газотурбинным приводом. М.: 11едра, 1968. - 278 с.

19. Белоконь Н.И. Метод технико-экономического сравнения энергоприводов на компрессорных станциях магистральных газопроводах //Труды МИНХ и ГП М.: 11едра, 1964. - Вып.47. -С. 21 -25

20. Белоконь Н.И. Неизотермичное движение реального газа по трубопроводу // Труды МИНХ и ГП М.:11едра,1971.- Вып.97. - С. 14-24

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

22. Белоусенко И.В., Шварц Г.Р., Великий С.Н., Ершов М.С., Яризов А.Д. Новые технологии и современное оборудование в электроэнергетике газовой промышленности. 2002. 300 е.: ил.

23. Берман Р.Я., Бобровский С.А., Галиуллин З.Г. Оптимизация режимов работы закольцованных магистральных газопроводов // Газовая промышленность М.: 1967г, № 3.

24. Бронштейн J1.C. Ремонт стационарной газотурбинной установки. JI.: Недра, 1987.- 143с.

25. Будзуляк Б.В., Тер-Саркисов С.М., Леонтьев Е.В. Развитие газотранспортной системы для вывода газа северных месторождений //Газовая промышленность. 2004.-№6.-С.10-12.

26. Бусленко В.Н. Автоматизация имитационного моделирования сложных систем. М.: Наука, 1977. - 240 с.

27. Васильев Ю.Н., Смерека Б.М. Повышение эффективности эксплуатации компрессорных станций. М.: «Недра», 1981г.— 240с.

28. Вдовин А.А. Проблемы устойчивого функционирования ГПУ в условиях отложенного ввода ДКС-3//Газовая промышленность. 2002.-№3.-С.66.

29. Вентцель Е.С. Исследование операций: задачи, принципы, методология. М.: 11аука, 1988. - 206с.

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

31. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. М.: Недра, 1989.-286 с.

32. Вольский Э.Л., Константинова И.М. Режим работы магистрального газоправода. Л.: Недра, 1970. - 168с.

33. Временная методика определения энергетической эффективности работы газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: ОАО «Газпром», 2003, 23 с.

34. Галлиулин З.Т. Перспективы развития магистрального транспорта газа//Газовая промышленность. 1998. - №8. - С. 56-58.

35. Галлямов А.К. Повышение надежности нефтепромыслового оборудования на стадии эксплуатации. Уфа: УГНТУ, 1999. — 208с.

36. Гмурман В.Е. Теория вероятности и математическая статистика. — М.: «Высшая школа», 1977г.-479с

37. Гохштейн Д.П. Современные методы термодинамического анализа энергетических установок. -М.: Энергия, 1969.-368с.

38. Даниель С. Херпин. Повышение эффективности перекачивания газа за счет очистки трубопровода растворителем. Нефтегазовые технологии. — 2000. - № 4. - С. 99-101.

39. ДеточенкоА.В., Михеев А.Л., Волков М.М. Спутник газовика — М.: Недра, 1978.-310с.

40. Доброхотов З.Д., Клубничкин А.К., Щуровский В.А. Термодинамика сжатия природного газа и характеристики нагнетателей для компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: ВНИЭгазпром, 1974. - 44 с.

41. Дорохин В.П., Микаэлян Р.Э., Микаэлян Э.А. Проблема всеобщего управления качеством энерготехнологических производств. // Нефтегазовые технологии. Изд. «Топливо и энергетика». 2000. - №1. - С. 11-15.

42. Дубинский В.Г., Зарицкий С.П., Калинин М.С., Чарный Ю.С. Диагностирование расцентровок валов//Газовая промышленность.-1983.-№7.-C.31-33

43. Дубинский В.Г., Чарный Ю.С., Шульман М.Х. О погрешностях расчета показателей эффективности ГГПА в системах технической диагностики//Газовая промышленность. 1986.-№4.-С.31-33.

44. Ефанов В.И., Леонтьев Е.В. Концепция и проблемы энергосбережения в магистральном транспорте газа. // Материалы научно-технического совета

45. РАО «Газпром», «Ход реализации научно-технической программы энергосбережения в транспорте газа». М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 3-13.

46. Завальный П.Н. Оптимизация работы сложной газопроводной системы // Газовая промышленность М.: 2002г, № 9, с. 56-59.

47. Завальный П.Н., Ревзин Б.С., Тарасов А.В. Повышение эффективности использования газоперекачивающих агрегатов // Газовая промышленность М.: 1996г, № 9-10, с. 51-52.

48. Загорученко В.А., Бикчентай Р.Н., Вассерман А.А. Теплотехнические расчеты процессов транспорта и регазификации природных газов: Справочное пособие. М.: 11едра, 1980. - 320 с.

49. Зарицкий С.П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: Недра, 1987. - 198 с.

50. Зарицкий С.П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: Недра, 1987. - 198с.

51. Зарицкий С.П. Надежный способ сохранения работоспособности оборудования//Газовая промышленность. 1995.-№8.-С.7-8.

52. Зарицкий С.П. Основные направления работ по разработке и внедрению в отрасли методов, средств и систем технической диагностики оборудования КС// Диагностика оборудования и трубопроводов. 1996.-№1-2.-С.З-16.

53. Зарицкий С.П. Основные направления работ по разработке и внедрению в отрасли методов, средств и систем технической диагностики оборудования КС//Диагностика оборудования и трубопроводов. -1995.-№5.-С.З-17.

54. Зарицкий С.П. Основные направления работ по разработке и внедрению в отрасли методов, средств и систем технической диагностики оборудования КС // Диагностика оборудования и трубопроводов. 1996. - №1-2.-с.З-16.

55. Зарицкий С.П. Основные направления работ по разработке и внедрению в отрасли методов, средств и систем технической диагностики оборудования КС//Диагностика оборудования и трубопроводов.-1995.-№5.-С.З-17.

56. Зарицкий С.П. Техническая диагностика как способ сохранения надежности изношенного оборудования//Пятая юбилейная Международная деловая встреча Диагностика-95.-Москва, 1995.-С.З-7.

57. Зарицкий С.П. Техническая диагностика как способ сохранения надежности изношенного оборудования // Материалы пятой юбилейной Международной деловой встречи Диагностика-95.-М.: 1995. С.3-7.

58. Зарицкий С.П., Вертепов А.Г. Контроль и получение характеристик ЦБН//Газовая промышленность. 2001 .-№8.-С.57-58.

59. Ивахненко А.Г., Зайченко Ю.П., Дмитриев В.Д. Принятие решений на основе самоорганизации. М.: Советское радио , 1976. — 280 с.

60. Инструкция по определению мощности и оценке технического состояния проточной части ГПА с турбоприводом.- М.:Союзоргэнергогаз, 1983,-58с.

61. Инструкция по определению эффективности работы и технического состояния газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: ВНИИГаз, 1981.-66с.

62. Ионин Д.А., Яковлев Е.И. Корреляционный метод диагностирования магистрального газопровода. -М.: Энергия, 1977.- с.25.

63. Исследование операций.: В 2-х томах/Пер. с англ./Под ред. Дж.Моудера, С.Элмаграби.-М.:Мир, 1981.-677с.

64. Истомин В.И., Огородник А.В. Управление режимом работы компрессорной станции //Нефтяная и газовая промышленность.-1991.-№1.- с.43-46.

65. Калинин А.Ф. Повышение эффективности работы газотурбинного энергопривода на магистральных газопроводах // Известия ВУЗов «11ефть и газ». -2002. №6. - С. 86-92

66. Калинин А.Ф. Сопоставление и выбор оптимальных схем компримирования природного газа на КС//Газовая промышленность. 2004.-№3.-С.55-56.

67. Калинин М.С., Дубинский В.Г., Чарный Ю.С., Левицкий Т.Л., Журавлев Е.Н. Задачи технической диагностики ГПА//Газовая промышленность. -1982.-№1-6.-С.24-26.

68. Кириллов Н.Г. Стратегия использования природного газа до 2020 г. //Газовая промышленность. 2002.-№2.-С.22-26.

69. Китаев С.В. Повышение энергетической эффективности работы газоперекачивающих агрегатов: Дис. канд. техн. наук. Уфа, 2003. 162с.

70. Ковригин JI.A., Макиенко Г.П., Акмалов И.М., Пешин С.М. Нагревательные кабели и борьба с отложениями парафина при добыче нефти. Нефтегазовое машиностроение. - 2003, №11.

71. Ковригин JI.A., Макиенко Г.П., Акмалов И.М., Пешин С.М. Нагревательные кабели и электроподогрев скважин. Бурение и нефть. - 2004, №3, с. 22 -25.

72. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. — М.: Нефть и газ, 1999. 457 с.

73. Козаченко А.Н., Буховцев Б.М., Поршаков Б.П. Экономия энергозатрат при транспорте газа // Газовая промышленность М.: 2002г, № 1, с. 70-71.

74. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов. — М.: ГУП издательство «11ефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. 400 с.

75. Коклин И.М. Предварительное диагностирование состояния ГПА по эксплуатационно-экологическим параметрам работы КС. Энергодиагностика и condition monitoring. (Сборник трудов). -Том 2. Часть l.-M.: 2001.-С.23-29.

76. Конев А.В., Иванов В.А. Техническое обследование газотурбинных газоперекачивающих агрегатов газопроводов в условиях эксплуатации // Новые технологии в газовой промышленности. — М.: 1995.-С.118-119.

77. Коршак А.А., Коробков Г.Е., Душин В.А., Пабиев P.P. Обеспечение надежности магистральных трубопроводов. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2000.-170с.

78. Костин В.И. Повышение технического и организационного уровня ремонта ГПА//Газовая промышленность.-1985. №11.-С.31-33.

79. Косточкин В.В. 11адежность авиационных двигателей и силовых установок. -М.: Машиностроение, 1976. — 310 с.

80. Котляр И.В. Переменный режим работы газотурбинных установок.-М.: Машгиз, 1961.-227 с.

81. Кудря В.Д. К вопросу о надежности ГПА // Газовая промышленность. 1991 .-№ 1 .-С.39-40.

82. Латыпов Р.Ш. Вопросы рациональной эксплуатации газотурбинных установок,-Уфа, 1993.- 103с.

83. Леонтьев И.А., Журавлев И.Г. Основы надежности систем добычи газа. М.: Недра, 1975.-205 с.

84. Макаров А.А. Энергоэффективность -главный приоритет энергетической стратегии России//НТС. Серия: Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения.- М: ИРЦ Газпром, 2003.- №3.- С.3-13.

85. Макиенко Г.П. Кабели и провода, применяемые в нефтегазовой индустрии. Стиль-МГ, Пермь, 2004, 560 с.

86. Макиенко Г.П., Буренков А.Е., Долгошапко М.А., Савченко В.Г., Жо-га В.П. Кабели нагревательные и борьба с отложениями парафина при добычи нефти. Пермская область для нефтегазовой промышленности. Пермь: Стиль-МГ, 2002.- 176 с.

87. Максименко С.В. Пути повышения надежности компрессорных станций на основе системной диагностики. // Новые технологии в газовой промышленности. М.: 1995. - с. 111-112.

88. Матвеев А.А. Экспресс-метод определения технического состояния ГГПА с применением напорных характеристик ЦБН // Новые технологии в газовой промышленности. М.: 1995.- С.117

89. Микаэлян Э.А. Микаэлян Р.Э., Дорохин В.П. Перспективы применения газотурбинных агрегатов в нефтегазовой промышленности. // Нефтяное хозяйство. 1998. - №6. - С. 49-53.

90. Микаэлян Э.А. Техническое обслуживание энерготехнологического оборудования, газотурбинных газоперекачивающих агрегатов системы сбора и транспорта газа. Методология, исследования, анализ и практика. — М.: Изд-во «Топливо и энергетика», 2000. — 314с.

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

92. Микаэлян Э.А., Дорохии В.П. Топливно-энергетические показатели газоперекачивающих агрегатов КС газопроводов. // Нефтяник. Изд. «Топливо и энергетика» 1995. - №3-6. - С. 17-21.

93. Микаэлян Э.А., Микаэлян Р.Э. Влияние режима работы газопровода на технико-экономические показатели трубопроводного транспорта // Газовая промышленность — 1995. -№11.- С.4-6.

94. Микаэлян Э.А., Микаэлян Р.Э. Газотурбинные технологии. Проблемы их применения в нефтегазовой промышленности. // Нефть России. М.: изд. «АУТОПАН». 1998. - №4. - С.58-59.

95. Микаэлян Э.А., Микаэлян Р.Э. Закон сохранения энергии для формирования основных принципов технического обследования энерготехнологического оборудования // Наука и технология углеводородов. Научно-технический журнал. 1999. - №3. - С.48-57.

96. Микаэлян Э.А., Микаэлян Р.Э. Проблема выбора газотурбинных газоперекачивающих агрегатов для оснащения КС современных строящихся газотранспортных систем. // Нефтегазовые технологии. Изд. «Топливо и энергетика». 2001. - №1. - С. 12-16.

97. Микаэлян Э.А., Микаэлян Р.Э. Проблема повышения качества эксплуатации газотранспортных систем с газоперекачивающими агрегатами // Нефтегазовые технологии. Изд. «Топливо и энергетика». 1999. - С. 14-17.

98. Микаэлян Э.А., Микаэлян Р.Э. Системный подход к энергосбережению при развитии газотурбинных технологий. // Нефтегазовые технологии. Изд. «Топливо и энергетика». 2001. - №2. - С. 10-16.

99. Микаэлян Э.А., Микаэлян Р.Э. Техническое обследование ГГПА КС и газопроводов. // Газовая промышленность. — 1998. -№10. С.29-31.

100. Микаэлян Э.А., Микаэлян Р.Э., Подмарков В.Ю. Влияние чувствительности газотурбинных установок к температуре наружного воздуха на режим работы //Нефтегазовые технологии. Изд. «Топливо и энергетика», ноябрь-декабрь, 2000,№6 (май-июнь), с. 13-19.

101. Микаэлян Э.А., Толыбеков Б.С. Периодические колебание производительности газопровода, мощности энергопривода. Сб «Горное дело» МВиС-СО, 1967. - вып.З. - С.25-29.

102. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: Недра, 1977. - 228 с.

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

104. Овчаров В.П. Определение показателей надежности элементов системы управления ГПА//Газовая промышленность.- 1972.-№9.-С.18-22.

105. Отчет об энергообследовании филиалов ООО «Уренгойгазпром». АНО «Центр энергосбережения РБ», Уфа, 2004.

106. Официальный сайт фирмы «Тепломаг» http://www.teplomag.ru/

107. Павленко П.П., Кунина П.С., Лебедь А.В. Выбор привода для компрессорных установок/ЛГазовая промышленность. 2003.-№8.-С.71-74.

108. Пиотровский А.С., Старцев В.В. Повышение надежности и эффективности работы компрессорных станций с газотурбинными ГПА. М.: ИРЦ Газпром, 1993.-82 с.

109. Полетыкина Л.К., Степанов О.А. Задачи и методы технической диагностики для обеспечения надежности ГПА // Новые технологии в газовой промышленности. М., 1995. - С. 62-63

110. Попов В.В. Минеральные ресурсы и экономика России на рубеже XX -XXI столетий: проблемы и пути их решения//Вестник ОГГГГН РАН,- № 3(9).-1999 г.

111. Портативный газоанализатор КМ900. Руководство пользователя. -М.: «Энерготест», 2000. 37 с.

112. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки для транспорта газа и бурения скважин. М.: Недра, 1982. - 183 с.

113. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки для транспорта и бурения скважин. -М.: Недра, 1982.-183 с.

114. Поршаков Б.П., Бикчентай Р.Н., Романов Б.А. Термодинамика и теплопередача (в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности): Учебник для ВУЗов. М.: 11едра, 1987. - 350 с.

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

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

117. Поршаков Б.П., Халатин В.И. Газотурбинные установки на магистральных газопроводах. М.: Недра, 1974. - 160 с.

118. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов: ВРД 39-1.10-006-2000. М.: В11ИИгаз. ИРЦ «Газпром», 2000. - 218 с.

119. Путенихин АЛО. Повышение энергетической эффективности предприятия путем использования частотно-регулируемого привода (тезисы)

120. Путенихин А.Ю. Энергосберегающие технологии и режимы аппаратов воздушного охлаждения (тезисы)

121. РД 153-390-112-01 «Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа».

122. РД 34.09.255-97. Методические указания по определению тепловых потерь в водяных тепловых сетях.-М.: ОРГЭС.-1998.

123. Ревзин Б.С. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. М.: Недра, 1986.-215 с.

124. Резвин Б.С., Ларионов И.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа. М.: Недра, 1991. - 303 с.

125. Ремизов В.В., Гриценко А.И., Зотов Г.А., Тер-Саркисов P.M. Газовые технологии XXI века//Газовая промышленность. 2000.-№7.-С.21-25.

126. Седых З.С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. — М.: Недра, 1990. 141с.

127. Сложные трубопроводные системы/В.В. Грачев, М.А. Гусейн, Б.И. Ксенз, Е.И. Яковлев. М., Недра, 1982. 256 с.

128. Смородов Е.А., Китаев С.В. Методы расчета коэффициентов технического состояния ГПА // Газовая промышленность М.: 2000г, №5, с. 29-31.

129. Сулеймапов A.M., Путеиихин АЛО. Энергоэффективность очистки проточной части осевого компрессора газотурбинной установки // III Энергетический форум в Уфе, 2003.- с.53-54.

130. Теплотехнические расчёты процессов транспорта и регазификации природных газов. Справочное пособие / Загорученко В.А., Бикчентай Р.Н., Вас-серман А.А. и др. М.: 11едра, 1980. - 320 с.

131. Тер Саркисов P.M., Цыбульский П.Г., Ланчаков Г.А., Кучеров Г.Г. Особенности освоения Уренгойского месторождения//Газовая промышленность. -2000.-№4.-С.22-24.

132. Терентьев А.Н., Седых З.С., Дубинский В.Г. Надежность газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: 11едра, 1979. — 207 с.

133. Трубопроводный транспорт газа / С.А. Бобровский, С.Г. Щербаков, Е.И. Яковлев и др. М.: Наука, 1976. - 475 с.

134. Уваров В.В. Газовая турбина и перспективы ее применения в энергетике и транспорте // Теплоэнергетика. 1955. - №7. - С.3-9.

135. Фрейман К.В. Мероприятия по ресурсосбережению в организациях добычи и транспорта газа//ПТС. Серия: Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения.- М: ИРЦ Газпром, 2003.- №2.- С.22-29.

136. Харионовский В.В. 11адежность и диагностика газопроводов // Газовая промышленность. — 1997. №3. - С. 10-12.

137. Химельблау Д. Анализ процессов статистическими методами — М.: Мир, 1973.-957 с.

138. Хушпулян М.М., Рахмилевич 3.3., Хачатурян С.А. Повышение производительности и эксплуатационной надежности компрессорных установок. -М.: ВПИИОЭНГ, 1978.-55 с.

139. Шаммазов A.M. Диагностирование и оптимизация режимов работы трубопроводов в осложненных условиях эксплуатации: Дис-д-ра техн. наук — Уфа, 1985.-318 с.

140. Шуровский В.А. Технические и технологические предпосылки развития систем параметрической и экологической диагностики газотурбинных и газоперекачивающих агрегатов. // Диагностика оборудования и трубопроводов. -М.: ИРЦ «Газпром», 1999. -№3. С. 3-10.

141. Щуровский В.А., Зарицкий С.П., Синицин IO.lI. Определение основных параметров газотурбинных ГПА // Газовая промышленность. 1979. - №121. С.46-48.

142. Энергосбережение в трубопроводном транспорте. / Апостолов А.А., Бикчентай P.I I., Бойко A.M. и др. М.: ГУП Изд. «Нефть и газ», РГУ нефти и газа им. Губкина, 2000. - 176 с.

143. Юкин Г.А. Диагностирование режимов работы газотурбинных установок компрессорной станции // Газовая промышленность М.: 2002г, № 11, с. 6162.

144. Юкин Г.А. Диагностирование, оперативный контроль и оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов//Диссергация кандидата технических наук. Уфа, 2004. - 145с.

145. Юкин Г.А., Байков И.Р., Бикмухаметов В.Д. и др. Комплексная программа Республики Башкортостан «Энергосбережение на 2003-2005 годы». -Уфа: УГНТУ, 2003. 259 с.

146. Юкин Г.А., Байков И.Р., Путенихин А.Ю., Юкин А.Ф. Потенциал повышения энергоэффективности работы компрессорных станций // 3-й Российский энергетический форум: Сборник докладов. Уфа, 2003. — С. 63 - 65

147. Fetisenkova N.I., Jakovlev E.l. Software package for fault control during operation of gasturbine gas-transferring aggregates//2ndint. Conf. «Pipeline insp.».

148. Oct. 14-18.-Moscow, 1991 .-S. 105-111.

149. Hisey D.T., Kiefner J. F. Method for evaluating corroded pipe addresses variety of patterns // Oil and Gas J. 1992. - Vol. 90. - P. 77-82.