Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение надежности и эффективности эксплуатации компрессорных станций за счет совершенствования систем электроснабжения

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

Автореферат диссертации по теме "Повышение надежности и эффективности эксплуатации компрессорных станций за счет совершенствования систем электроснабжения"

На правах рукописи

НИН 1111III

003053702

НАЗАРОВ АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ ^^ ""

ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ЗА СЧЕТ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

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

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2007 г.

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

Научный руководитель: кандидат технических наук

профессор Шотиди Константин Харлампиевич Официальные оппоненты: доктор технических наук

профессор Тухбатуллин Фарит Гарифович кандидат физико-математических наук, доцент Корнеев Евгений Владимирович

Ведущее предприятие: ДОАО «ОРГЭНЕРГОГАЗ» г. Москва

Защита состоится 007 г. в час, в ауд^^на заседа-

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

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

Автореферат разослан г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор / С.Г. Иванцова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

На сегодняшний день в энергетике России отчетливо просматривается четкая тенденция снижения надежности централизованного электроснабжения и роста цен на электрическую энергию. Это связано, с одной стороны, со значительным старением электрогенерирующих предприятий, линий электропередач (ЛЭП) и, соответственно, ростом числа отключений из-за аварий на линии, с другой стороны, с дороговизной нового сетевого строительства и сложными климатическими условиями в районах вновь осваиваемых газовых месторождений.

Подразделения РАО «ЕЭС России» не несут ответственности за низкую степень электроснабжения и, могут обеспечить электроснабжение объектов отрасли, в том числе и компрессорных станций (КС), только по третьей категории.

Кроме того, наблюдается тенденция существенного роста тарифа на электроэнергию, особенно той части тарифов, которая оплачивает заявленную мощность. Стоимость электроэнергии (относительно стоимости газа в соответствующем эквиваленте) возросла в несколько раз.

Дорожают также такие энергоносители, как каменный уголь и мазут, которые в топливном балансе электростанций общего пользования занимают большой удельный вес.

Перечисленные выше обстоятельства обусловили рост интереса к проблеме строительства собственных источников электроэнергии у предприятий газовой промышленности.

Повышенному интересу к проблеме строительства автономных электростанций у газотранспортных предприятий также способствует ряд факторов, характерных для газовой промышленности:

• обширность территории, на которой расположены компрессорные станции магистральных газопроводов (МГ), требует строительства линий

электропередач большой протяженности, что является, например, для проектов Западной Сибири и Крайнего Севера, как правило, экономически невыгодным (строительство, обслуживание и потери при передаче на значительные расстояния);

• повышенные требования к надежности и безопасности электроснабжения промышленных объектов добычи, транспорта и переработки газа, что предопределило отнесение основного технологического оборудования, в т.ч. КС, к электроприемникам первой или высшей категории;

• значительный объем предстоящих в ближайшие годы работ по реконструкции КС МГ и других объектов газовой отрасли.

В связи с вышеизложенным целью диссертационной работы является разработка методики по выбору рациональной схемы электроснабжения при строительстве новых и реконструкции действующих схем электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов.

Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:

• проанализировать энергетической устойчивости объектов транспорта газа, оценить объем поставок электроэнергии от централизованных источников, проанализировать потребителей компрессорной станции их объемы электропотребления и категорийность;

• оценить альтернативные схемы электроснабжения, сформулировать критерии выбора этих схем, предложены этапы перехода с существующих на более рациональные, позволяющие осуществлять бесперебойное и более эффективное электроснабжение, как при реконструкции и так и строительстве новых компрессорных станций;

• разработать методику обоснованного выбора схемы электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов, с учетом экономической эффективности реализации той или иной схемы электроснабжения на основании динамического метода оценки инвестиционных проектов;

• произведен учет характеристик надежности при оценке технико-экономической эффективности схем электроснабжения КС МГ;

• для практической реализации методики по выбору рациональной схемы электроснабжения при строительстве новых и реконструкции действующих схем электроснабжения компрессорных станций разработать программный комплекс для ПК.

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

• предложены схемы поэтапного перехода от централизованных поставок электрической энергии на автономное электроснабжения КС;

• разработана система критериев, определяющих экономически обоснованный переход от одной схемы энергоснабжения КС к другой;

• разработана методика оптимизации выбора типа, единичной мощности и числа электроагрегатов, устанавливаемых на электростанции собственных нужд (ЭСН).

Практическая ценность и внедрение результатов работы. Методика и программный комплекс выбора рациональной схемы электроснабжения при строительстве новых и реконструкции действующих схем электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов предложены для использования в ОАО «Газпром». Их применение позволяет своевременно определить порядок программы реконструкции схем электроснабжения и, в зависимости от потребности объемов электропотребления КС, позволяет подобрать наиболее оптимально электроагрегаты для оснащения ЭСН. Результаты работы реализованы на КС «Давыдовская», «Первомайская», «Донская», «Долгое», «Курск» ООО «Мострансгаз». Апробация работы.

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

• на 4-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001 г.;

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

• на ХХ1У-ом тематическом семинаре «Диагностика оборудования трубопроводов КС», г. Геленджик, 2005 г.;

• на заседании кафедры «Термодинамика и тепловые двигатели» (март 2004 г., июнь 2006 г., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в т.ч. 1 работа в реферируемом журнале ВАКа. Структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав с выводами, основных выводов, 25 таблиц, 49 рисунков и списка литературы из 88 наименований общим объемом 161 страниц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертации, сформулированы цели, научная и практическая ценность работы, обозначена проблема, связанная со снижением надежности централизованного энергоснабжения, особенно в районах Западной Сибири и Крайнего Севера, а также ростом цен на электрическую энергию.

В первой главе рассматриваются системы электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов, их состояние и надежность.

В настоящее время РАО «ЕЭС России» не может обеспечить надежное электроснабжение промышленных объектов газотранспортной отрасли. Это связано со значительным старением производственных фондов электроэнергетических предприятий, необходимостью их замены и реконструкции. К примеру, к 2007г. выработали свой ресурс около 45% генерирующих мощно-

стей, а к 2010г. эта цифра составит 55%. Не менее остро стоит эта проблема и для электрических сетей. На настоящий момент 5 тыс. км высоковольтных линий (ВЛ) подлежат замене и реконструкции.

Следует отметить, что любое повреждение в электрических сетях - это случайное событие. Никогда нельзя точно предусмотреть когда и где возникает то или иное нарушение в системе электроснабжения. Однако анализ опыта эксплуатации в какой-то мере позволяет сузить границы неопределенности, выявить места и периоды с повышенными потоками (частотой) отказов. Следует добавить, что техническая и организационная структура систем электроснабжения не является неизменной, а периодически меняется в связи с изменением структуры общественного производства. Повреждение электроустановок и систем, осуществляющих передачу и распределение электроэнергии, при определенных условиях может привести к серьезным нарушениям работы объектов.

Внезапные перерывы в системе электроснабжения относятся к наиболее тяжелым и распространенным видам нарушений, так как в связи с особенностями процесса выработки и передачи электроэнергии ее нельзя запасти в необходимых для технологических процессов количествах.

Перерывы в системе электроснабжения, как правило, приводят к нарушению технологических процессов. Нарушение технологических процессов, в свою очередь, приводит к определенному экономическому ущербу. Перерыв в работе электрооборудования создает аварийный режим работы всей системы магистрального газопровода.

Перерывы в электроснабжении также нарушают режимы работы КС, происходит неравномерность подачи газа по трубопроводу, что, в свою очередь, приводит к неравномерному использованию установленного оборудования, его простою, снижению или увеличению среднегодовой загрузки газоперекачивающих агрегатов (ГПА) и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения режимов работы станции от оптимальных.

Рассмотренные причины и доли вынужденных остановок по агрегату ГТК-10 (Рис. 1) показали, что, в целом, по ОАО «Газпром» доля вынужденных остановок из-за перерывов в электроснабжении составляет 18%, но эта цифра существенно выше по предприятию «Севергазпром» (32%) и «Сургут-газпром» (25%). При этом время простоя на один отказ составляет 5 часов. Кроме того, заметим, что на время остановок из-за отказа агрегаты заменяются резервными, поэтому продолжительность исключения агрегатов из технологического процесса по причине нарушения электроснабжения оказывается гораздо выше.

Для импортных агрегатов, таких как ГТК-10И, ГТК-25И, этот показатель ниже, поскольку на одном валу с газовой турбинной установлен собственный генератор.

Альтернативным и достаточно надежным решением проблемы в данных условиях является создание локальных систем электроснабжения с минимальной длиной отходящих линий электропередач от мобильных блочных и суперблочных электростанций, оснащенных электроагрегатами с поршневым или газотурбинным приводом. При этом автономная электростанция должна обеспечивать: надежное электроснабжение (живучесть) в экстремальных условиях полярной ночи; высокую степень автоматизации; простоту обслуживания и удобства, обеспечивающие проведения ремонта; минимальный вес.

Электроагрегаты должны быть в суперблочном (контейнерном, модульном) исполнении максимальной заводской готовности и требовать минимальных строительно-монтажных работ при их установке.

Кроме того, электростанция должна обеспечивать:

• возможность расширения в случаях роста электропотребления;

• работу как на дизельном, так и на местном топливе (природном газе);

• выполнение требований гибкости режимов работы и обеспечение возможности (при необходимости) передачи мощности на ближайший объект по межсистемным связям.

Рис. ] Причины и доля вынужденных остановок газотурбинных агрегатов

|Рл'фущенпе узлов н детален, неисправности механической части ¡Перерывы в эйасгроснябженнн ]Стказы КППиА

] Отказы системы мпслоснабження ] Отказы прочих стационарных систем ] Нарушение ПТЭ ] Прочие и невыясненные причины

При определении надежности электроснабжения от ЭСН следует учитывать особенности оборудования в газовой промышленности. Эти особенности связаны с мелкосерийностыо или единичностью эксплуатируемых изделий и разнообразием условий эксплуатации (климатические условия, режимы эксплуатации). При этом основной характеристикой качества функционирования ЭСН является вероятность полного обеспечения электрической энергией промышленного объекта (КС) в течение заданного промежутка времени.

Таким образом, при проектировании ЭСН следует стремиться к 100 % ее надежности. При этом же условии необходимо определять число электрогенераторов на ЭСН, при необходимости увеличивая их число в процессе эксплуатации в зависимости от изменения технического состояния агрегатов и вспомогательного оборудования.

Надежность работы ЭСН обеспечивается обоснованным выбором вида энергопривода генераторов электрической энергии, единичной мощности и числа электрогенераторов.

При проектировании электростанций собственных нужд на КС МГ должны выполняться следующие требования:

1. Независимо от суммарной мощности электропотребления КС число электрогенераторов на ЭСН не должно быть меньше двух;

2. В случае, если ЭСН используется как основной источник, должен быть предусмотрен «нагруженный» резерв;

3. Подбор единичных мощностей электрогенераторов должен проводиться при условии, что уровни загрузки электроагрегатов кзг должны быть меньше или равны оптимальному значению уровня загрузки к,,„ (табл. 1), который определяется следующим образом:

где: Итах - максимальная мощность электропотребления КС, кВт; праВ - количество агрегатов, постоянно находящихся в работе; ТУ,„с - номинальная мощность одного электроагрегата, кВт;

Таблица 1

Оптимальные уровни загрузки электроагрегатов электростанций собственных нужд

Число агрегатов, работающих на параллель Прав 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Оптимальный уровень загрузки электроагрегатов кзго 0,5 0,67 0,75 0,8 0,83 0,857 0,875 0,89 0,9

4. Полное количество электроагрегатов, устанавливаемых на ЭСН - основном источнике электрообеспечения КС, включает в себя агрегаты, постоянно находящиеся в работе - прав, резервные агрегаты - през, агрегаты, заменяющие рабочие на период плановых ремонтов, - п^ и агрегаты, заменяющие рабочие на период аварийных (внеплановых) ремонтов - па

п т

I Т^-п

рем

п =п ,+п +п =п ,+и +-!-!-, (2)

ст раб рез рем раб рез 8760 4

где Т^ ~ календарное время, необходимое на профилактические ремонты одного агрегата в год в соответствии с техническими условиями на поставку электроагрегатов, ч; Та - календарное время (среднестатистическое), необходимое для внеплановых (аварийных) ремонтов электроагрегатов данного типа, ч;

5. При выборе числа и единичной мощности электроагрегатов следует выполнять условие минимума капитальных затрат на строительство ЭСН:

К = Куд-пш-Щ^>тт, (3)

где Куд - удельные затраты на установку 1 кВт мощности ЭСН с поршневым

или газотурбинным приводом, Куд = 1000 $/кВт; Nl - единичная мощность одного электроагрегата, кВт.

Наличие «нагруженного» резерва на электростанции исключает необходимость иметь в «ненагруженном» резерве более одного агрегата или позволяет вовсе обходиться без него при условии, что на электростанции установлены агрегаты одного типа, т.е. през = 1. Количество ремонтных агрегатов определяется по соотношению:

я т

ии-и^+зх-я.

п =-!-!-, (4)

рем 8760

которое учитывает особенности выбранного агрегата и его эксплуатационную надежность.

Время нахождения в ремонте определяется режимом работы электростанции и наработкой агрегатов за год. При определенных условиях резервный агрегат может совмещать функции агрегата, заменяющего основной при выводе его в ремонт, что сокращает капитальные затраты на строительство ЭСН.

О нестабильности энергетической системы страны говорит и тот факт, что в последние годы наметилась тенденция сокращения использования ЭГПА с одновременным повышением времени использования ГТУ в году (рис. 2).

Следует также отметить, что целесообразность строительства электростанций собственных нужд на КС, в которых планируется использовать электроприводные ГПА, не очевидна даже при выполнении условия экономической обоснованности перехода на схемы с использованием ЭСН. Здесь необходимо первоначально рассматривать вопрос перевооружения парка электроприводных ГПА на газотурбинные агрегаты. И, в случае оснащения газотурбинными агрегатами, следует рассмотреть варианты схем электроснабжения КС.

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Год

Рис. 2. Сравнительное время эксплуатации энергоприводных и газотурбинных агрегатов на КС (Тр/Тк) в период 1991 - 2002 гг.

Суммарный простой КС из-за перерыва в электроснабжении достигает сотен часов в год, а доля аварийных остановок по причине нарушения энергоснабжения достигает величины 40 и более процентов от общего числа аварийных остановок электроприводных ГПА.

Сложившаяся тенденция роста цен на энергоносители предопределяет необходимость перехода на энергосберегающую технологию транспорта газа. Представляется, что в условиях ограниченного строительства новых газопроводов значительная часть ожидаемой экономии энергоресурсов на транспорт газа может быть достигнута именно за счет реконструкции существующих схем электроснабжения, на основе поэтапного перехода от централизованных поставок электрической энергии на полностью автономное электроснабжение.

Схемы электроснабжения КС разрабатываются с учетом особенностей электропотребителей, а также с учетом конкретных особенностей размеще-

ния рассматриваемых объектов и условий их эксплуатации. В качестве источников питания КС используются линии электропередачи от энергосистемы, электростанции собственных нужд с агрегатами, работающие на газовом или дизельном топливе. Высокая степень готовности систем электроснабжения объектов ОАО «Газпром» представляет в ряде случаев сложную техническую, организационную и экономическую задачу.

Рассмотрим возможные варианты схем системы электроснабжения КС МГ как электроприемника первой категории:

• первая схема системы энергоснабжения включает в себя два независимых ввода от внешней энергосистемы (ЛЭП). В качестве аварийных источников используются газодизель-генераторы (ГДГ) и аккумуляторные батареи (АБ);

• вторая схема системы энергоснабжения включает в себя один независимый ввод от внешней энергосистемы (ЛЭП). В качестве второго независимого источника используется электростанция собственных нужд (ЭСН), аварийными источниками являются газодизель-генераторы (ГДГ) и аккумуляторные батареи (АБ). Основным (базовым) источником электроснабжения является внешний источник - ЛЭП, резервным - ЭСН;

• третья схема системы энергоснабжения включает в себя один независимый ввод от внешней энергосистемы (ЛЭП). В качестве второго независимого источника используется электростанция собственных нужд (ЭСН), аварийными источниками являются газодизель-генераторы (ГДГ) и аккумуляторные батареи (АБ). Основным (базовым) источником электроснабжения является ЭСН, резервным - внешний источник - ЛЭП;

• четвертая схема системы энергоснабжения включает в себя один независимый ввод от внешней энергосистемы (ЛЭП). В качестве второго независимого источника используется электростанция собственных нужд (ЭСН), аварийными источниками являются газодизель-генераторы (ГДГ) и аккумуляторные батареи (АБ). Внешний источник электроснабжения и ЭСН работают в параллель. При этом мощность ЭСН подбирается таким

образом, что она работает на номинальном режиме. В случае профилактических осмотров, ремонтов или аварийного выхода из строя электроагрегатов ЭСН, нагрузка системой автоматического ввода резерва (АВР) перераспределяется между внешним источником и ЭСН или электроснабжение КС переводится на питание только от внешней системы. По экспертным оценкам работа внешнего источника (ЛЭП) и ЭСН в параллель дает весьма высокие экономические показатели, поскольку в этом случае отпадает необходимость иметь резервные электроагрегаты, а необходимый уровень надежности гарантируется энергосистемой и наличием аварийных источников (ГДГ и АБ); • пятая схема системы электроснабжения включает в себя только ЭСН без связи с внешней энергосистемой (ЛЭП), в качестве аварийных источников используются газодизель-генераторы (ГДГ) и аккумуляторные батареи (АБ).

Для определения энергетического и экономического ущерба при отключении КС из-за срывов поставок и качества электрической энергии от централизованных источников необходимо провести сопоставление энергетических и эксплуатационных затрат при реализации альтернативных режимов эксплуатации участка - при работающей и отключенной КС.

Технико-экономическое сопоставление альтернативных режимов эксплуатации технологического участка (с работающей и отключенной КС-1) показало, что с ростом загрузки технологического участка наблюдается рост энергетической составляющей эксплуатационных расходов и увеличение экономического ущерба при отключении КС из-за срывов подачи электрич-ской энергии (рис. 3,4).

Технико-экономические расчеты также показывают, что даже без учета затрат на мероприятия, предусмотренные при отключении КС (КС-1), и изменения обвязки последующей станции (КС-2) экономический ущерб от срывов подачи электрической энергии на КС МГ при рассматриваемых режимах эксплуатации технологического участка может составить от 400 до

Рис. 3. Зависимость энергетических затрат в денежном выражении на транспорт природного газа на рассматриваемом технологическом участке С от коэффициента загрузки к3

О - при работе обеих КС (КС-1, КС-2);

в - при отключении КС-1 из-за срывов подачи электрической энергии

35

АС, 30 . руб.Лгас 25

20

15

10

0,7

о И □

*" О

—1 !

0,72

0,74

0,76

0,78 0,8

К

0,82

Рис. 4. Зависимость экономического ущерба при отключении КС-1 АС от загрузки технологического участка к3

830 тыс. руб. в сутки.

Во второй главе предложены варианты перехода с существующих схем электроснабжения на альтернативные, которые позволят поэтапно перейти от централизованного электроснабжения на автономное.

В разработанном алгоритме и программе технико-экономического сопоставления исходной схемы электропотребления сопоставление ведется с третьей (основной независимый источник - ЭСН, второй независимый источник - ЛЭП), четвертой (централизованный источник и ЭСН работает в параллель) и с пятой схемой (оба независимых источника - ЭСН).

Для строящихся КС МГ ведется сопоставление между первой (оба независимых источника - централизованные (ЛЭП)) и пятой (оба независимых источника — ЭСН) схемами электроснабжения.

В случае, если централизованные источники электроснабжения не отвечают требованиям надежности энергообеспечения КС МГ, выбирается схема электроснабжения от электростанции собственных нужд (схема 5).

Если же источники централизованного электроснабжения пока обладают достаточной надежностью, следует экономически обосновать необходимость реконструкции системы энергоснабжения.

При экономическом обосновании перехода на новую схему электроснабжения следует определить окупятся ли капитальные затраты на сооружение электростанции собственных нужд в течение предельного срока окупаемости инвестиций в газовой промышленности (токн = 6 лет) при нынешних ценах на электрическую энергию - с„ и топливный газ, идущий на собственные нужды газотранспортной системы - сгсн. При этом необходимо учитывать как динамику цен топливного газа, так и покупную стоимость электроэнергии.

При экономическом сопоставлении схем электроснабжения капитальные затраты реконструируемой КС МГ на внедрение новой схемы электроснабжения будут эффективны, если:

АЭд = Эдр - Эс,с > О,

(5)

где АЭд - разность чистых дисконтированных доходов (ЧДД); Эдр и Эйс - чистый дисконтированных доход реконструируемой схемы электроснабжения КС (новой) и старой соответственно.

Разность чистых дисконтированных доходов при реализации новой и старой схем электроснабжения работающей КС МГ составит

ДЭ„ = £(Э„ -ЭК)(1 + £Г -Я,Д1+ £Г =

Г-0 Г=2

1-2 Чхп ' Упр

где Кр - капитальные затраты на внедрение новой схемы электроснабжения КС МГ; Э,р и Э,с - чистые потоки платежей за год I при новой и старой системах электроснабжения; И,с и И,р - эксплуатационные издержки в год г, определяемые платой за электрическую энергию при старой схеме и платой за топливный газ, используемый в энергоприводе ЭСН.

Если разность чистых дисконтированных доходов при реализации новой и старой схем электроснабжения работающей КС МГ больше или равняется нулю, то строительство электростанции собственных нужд является экономически оправданным.

Если разность чистых дисконтированных доходов при реализации схем электроснабжения меньше нуля

&ь=Э6р-Эдс< 0, (7)

то переход на новую схему электроснабжения КС МГ экономически нецелесообразен при данном уровне цен на централизованную поставку электрической энергии от централизованных источников (ЛЭП) и топливный газ, используемый на собственные нужды. В этом случае нужно определить минимальную (пороговую) цену на централизованную поставку электрической

энергии от централизованных источников (ЛЭП) ц33 тт, при которой переход на новую схему электроснабжения будет экономически целесообразным, то есть капиталовложения в строительство ЭСН окупятся за максимальный нормативный срок окупаемости:

К),1-пст-Ь\ 3600 ц,

">ээтт

1=2

+ •""""»«. (8)

Экономическое обоснование выбора схемы электроснабжения для строящихся компрессорных станций следует вести с учетом капитальных затрат на сооружение линии электропередач (ЛЭП).

Капитальные затраты на строительство ЛЭП определяются по формуле

= (9)

где Ц,юп - стоимость строительства 1 км линии электропередач, руб./км; Ь -длина линии электропередач, км.

Выбор между централизованным электроснабжением (первая схема) и электроснабжением от ЭСН (пятая схема) можно проводить по разности чистых дисконтированных доходов при реализации сопоставляемых схем электроснабжения строящихся КС МГ за расчетный период эксплуатации систем электроснабжения Тр (Тр = 20 лет):

, (10)

1-0

где Эд эсн и Э^ лэп - чистые дисконтированные доходы при реализации схемы электроснабжения от ЭСН и схемы с централизованными источниками электроснабжения; Э, эсн и Э,лэп - чистые потоки платежей за год * для альтернативных схем электроснабжения.

В результате преобразований разность чистых дисконтированных доходов составит

1-2

где Кэс„, #лэя - капитальные затраты на сооружение электростанции собственных нужд и линии электропередач; Я, эс„ и И, юп - эксплуатационные издержки в год г, определяемые платой за электрическую энергию при централизованной схеме и платой за топливный газ, используемый в энергоприводе

Если разность чистых дисконтированных доходов при реализации схем электроснабжения больше нуля

то строительство электростанции является экономически оправданным. В случае если

то строительство ЭСН на КС МГ экономически нецелесообразно и следует вести строительство ЛЭП.

Если же разность чистых дисконтированных доходов равна нулю, то предпочтение, с учетом динамики роста цен на электрическую энергию, следует отдать автономному электроснабжению.

Рассмотренные выше формулы, позволяющие оценить технико-экономическую эффективность схем электроснабжения КС МГ, скорректируем таким образом, чтобы учесть показатели надежности схем, относящихся к числу основных характеристик, влияющих на выбор наиболее предпочтительных схем электроснабжения КС МГ.

Для сложного технологического оборудования, состоящего из большого количества узлов, гипотеза о пуассоновском характере потока отказов и восстановлений является правомерной во многих случаях. Будем предпола-

эсн.

£Эд=ЭдХК~Э<>.™><}>

(12)

(13)

гать справедливость этой гипотезы.

При пуассоновских (простейших) потоках отказов и восстановлений будет выполняться:

т} = л-\т2 = м-\ (13)

где Я - среднее число отказов в единицу времени рассматриваемой схемы электроснабжения, а /у - среднее число восстановлений в единицу времени, Ту среднее время наработки на отказ применяемой схемы, а Т2 - среднее время ее восстановления (ремонта).

Т ' математическое ожидание случайной величины Н или среднее суммарное время работы оборудования будет вычисляться по формуле:

Значение ЧДД для новой схемы, рассчитанное с учетом отказов оборудования и ущерба от его неисправности, и аналогичный показатель для применяемой схемы составят:

э* - Я -3L—-V Т

. Л.„ э* = Э —^--У J—

(15)

р~ Р~7ГТ?— р п +1 ■ (16)

Ир + ИР + АР

где У„ - ущерб в единицу времени, связанный с отказом предлагаемой схемы электроснабжения; Ур - ущерб в единицу времени, связанный с отказом применяемой (реализуемой в настоящее время) схемы электроснабжения.

В третьей главе представлена программа расчета основных технико-экономических показателей эффективности различных схем электроснабжения строящихся и реконструируемых КС МГ, которая была разработана для практической реализации методики, представленной во второй главе, на языке DELPHI. Программа позволяет произвести расчет по всем имеющимся ти-

пам электроагрегатов. Имея выходную информацию по комплексу технико-экономических показателей эффективности (результаты расчета по программе), можно осуществить выбор наиболее предпочтительного варианта из рассматриваемых схем энергоснабжения.

Апробация разработанной методики проводилась при помощи программы на примере ряда компрессорных станций ООО «Мострансгаз», каждая из которых характеризуется различными объемами электропотребления и разной ценой на покупную электроэнергию.

Осуществляя апробацию по технологическому участку, методика позволяет при помощи программы наметить порядок реконструкции систем электроснабжения компрессорных станций, сопоставляя фактические цены на электрическую энергию и значения минимальных пороговых цен.

В качестве критерия, определяющего последовательность проведения реконструкции систем электроснабжения КС, предлагается значение относительного превышения минимальных пороговых цен над уровнем фактических цен на электрическую энергию на КС

к„ =11 . (18)

ч„

Реконструкцию систем электроснабжения КС с переходом на электроснабжение от ЭСН следует вести, в первую очередь, для той из рассматриваемых КС, где значения этого критерия ниже.

Предлагаемая методика и программа расчета дают возможность проводить технико-экономическое сопоставление различных схем электроснабжения КС МГ с определением оптимальной схемы электроснабжения при различной динамике изменения цен на топливный газ и электрическую энергию.

Методика позволяет провести поэтапный переход от централизованных поставок электрической энергии на полностью автономное электроснабжение с минимальными финансовыми затратами, осуществляя электроснабже-

ние КС последовательно - сначала на 4 схему, а затем и на 5 схему электроснабжения по мере возрастания отпускной цены на электрическую энергию или уменьшения надежности при централизованных поставках.

Более того, разработанная методика и программа позволяют оптимизировать выбор типа, единичную мощность и число электроагрегатов, устанавливаемых на ЭСН.

Если в качестве оптимальной стратегии энергоснабжения КС МГ принята стратегия, при которой технологические установки снабжаются электроэнергией от автономного источника, а в качестве резерва предполагается использовать централизованный источник, то в этом случае необходимо заранее заказать поставки электроэнергии от централизованного источника (на случай отказа автономного источника) и оценить объемы таких поставок.

При использовании минимума средних потерь в качестве критерия оптимальности поставки электроэнергии от централизованных источников, целесообразно заказывать объемы электропотребления, приближенно оцениваемые по формуле:

Е**0,7\Ут, (17)

где W - потребляемая мощность всех технологических установок; т - среднее время восстановления.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. На основе проведенного анализа систем электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов показана целесообразность перехода ряда компрессорных станций на автономное энергоснабжение в связи с тем, что РАО «ЕЭС России» может обеспечить надежность электроснабжения только по третьей категории.

2. На основе структурного сопоставления альтернативных вариантов схем электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов,

сформулированы критерии выбора схем электроснабжения при реконструкции и строительстве компрессорных станций.

3. Разработана методика сопоставления и выбора схем электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов, позволяющая:

- провести выбор оптимальной схемы электроснабжения для строящейся или реконструируемой компрессорной станции;

- экономически обосновать необходимость реконструкции систем электроснабжения компрессорной станции;

- определить пороговые цены на электроэнергию, при которых есть необходимость перехода на ту или иную схему электроснабжения;

- выбрать тип энергопривода, единичную мощность и число электроагрегатов, в случае если для электроснабжения компрессорных станций экономически целесообразно использовать электростанции собственных нужд.

4. Разработаны алгоритм и программа расчета для обоснования выбора схемы электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов. Оценка экономической эффективности реализации той или иной схемы электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов ведется на основании динамического метода оценки инвестиционных проектов.

5. Предложен учет характеристик надежности при оценке технико-экономической эффективности схем электроснабжения КС МГ.

6. Разработанные алгоритм и программа сопоставления и выбора оптимальной схемы электроснабжения апробированы на ряде компрессорных станциях ОАО «Газпром».

Основные положения диссертационных исследований опубликованы в следующих печатных работах:

1. Калинин А.Ф., Лопатин A.C., Назаров А.Н. К выбору схемы электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов// Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы:

проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт".-М.:РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, №2,2001. - С. 99-103.

2. Калинин А.Ф., Лопатин A.C., Назаров А.Н. Выбор схемы электроснабжения реконструируемых компрессорных станций магистральных газопроводов// научно-технический сборник ОАО «Газпром» "Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения ".- М.: ООО «ИРЦ Газпром», №1, 2003.-С. 7-13.

3. Калинин А.Ф., Лопатин A.C., Назаров А.Н. Критерии выбора схемы элекроснабжения компрессорных станций// Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт".-М.: РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, №1,2004.-С. 37.

4. Назаров А.Н. Показатели надежности систем электроснабжения компрессорных станций// Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт".- М.:РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, №2,2004. - С. 46-48.

5. Назаров А.Н. Энергетическая устойчивость объектов транспорта газа// Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт".- М.:РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, №2,2005. - С. 63-67.

6. Назаров А.Н. Критерии, определяющие выбор схемы электроснабжения при реконструкции компрессорных станций- М.: Нефть, газ и бизнес, №12,2006.-С 79-81.

Напечатано с готового оригинал-макета

Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N 00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 22.01.2007 г. Формат 60x90 1/16. Усл.печл. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ 021. Тел. 939-3890. Тел./факс 939-3891. 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Назаров, Александр Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ, ИХ СОСТОЯНИЕ И НАДЕЖНОСТЬ.

1.1. Энер| с I ичсская устойчивое! ь объек I ов I ранспор I а I а$а.

1.2. Катеюрии элсктроприемпиков и обеспечение надежности электроснабжения.

1.3. Сииемы электроснабжения.

1.4. Свойс1ва, состояния и события, характ ери дующие надежность систем элекфоснабжения компрессорных с¡анций.

1.5. По1рсби1сли электрической эперпт и объемы электропотребления на КС.

1.6. Электростанции собс1 венных нужд (ЭСН).

1.7.0ценка эксплуа¡анионной надежности электроснабжении компрессорных станций.

1.8. Оценка энергетическою и экономического ущерба о I срывов подачи электрической энер! ии на компрессорные станции

ГЛАВА II. МЕТОДИКА СОПОСТАВЛЕНИЯ И ВЫБОРА СХЕМЫ

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ.

2.1. Алыерна1ивные вариант схем электроснабжения компрессорных сшнций и общие соображения по выбору энергопривода элеотростанции собственных нужд, единичной мощноеI и и числа элеюроа! регатов.

2.2. Кршерии, определяющие выбор схемы электроснабжения при реконструкции и строительстве КС.

2.3. Алгоритм экономически обоснованно! о выбора схемы электроснабжении компрессорных станций

2.3.1. Порядок расчета в случае, если исходная схема реконструируемой КС-первая

2.3.2.Порядок расчета в случае, если исходная схема реконструируемой КС-вторая.

2.3.3.Порядок расчета и выбора схемы мектросиабжения строящихся КС МГ.

2.4. Учс! характеристик надежности при оценке технико-экономической эффективное I и схем электроснабжения КС.

ГЛАВА 111. АПРОБАЦИЯ СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ

СТАНЦИЙ ООО «МОСТРАНСГАЗ».

3.1.Программа выбора ошимальной схемы электроснабжения.

Апробация программы по выбору ошимальной схемы электроснабжения на примере КС ООО «МОСТРАНСГАЗ».

3.3. Оценка объемов поставок электроэнергии от централизованных ис1 очников

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение надежности и эффективности эксплуатации компрессорных станций за счет совершенствования систем электроснабжения"

Электроснабжение предприятий газовой промышленности осуществляется от сети энергосистем или от собственных электростанций, оснащенных элекгроагрегатами с поршневым или газотурбинным приводом. Наиболее многочисленными и ответственными объектами энергоснабжения в газовой промышленности являются предприятия транспорта газа - компрессорные станции (КС) магистральных газопроводов (МГ).

Бесперебойное снабжение КС МГ электрической энергией во многом обеспечивает стабильность, надежность и эффективность работы всей отрасли.

Следует отметить, что компрессорные станции магистральных газопроводов относятся к первой категории электропотребителей, перерывы, в электроснабжении которых не допускаются [24,44,66].

Принятый в 80-е годы курс на подключение практически всех КС к централизованным источникам электроснабжения в настоящее время оказался недостаточно эффективным. Это связано с ростом тарифов на электроэнергию, старением линий электропередач (ЛЭП) и, соответственно, ростом числа отключений из-за аварий на линии, дороговизной нового сетевого строительства и сложными климатическими условиями в районах вновь осваиваемых месторождений [70, 87]. В этих условиях подразделения РАО «ЕЭС России» не несет ответственности за низкую степень электроснабжения и может обеспечить электроснабжение объектов отрасли, в том числе и компрессорных станций, только по третьей категории.

Кроме того, за несколько последних лет тарифы на электроэнергию существенно возросли, особенна та часть тарифов, которая оплачивает заявленную мощность. Стоимость электроэнергии (относительно стоимости газа в соответствующем эквиваленте) возросла в несколько раз.

Просматривается четкая тенденция повышения тарифов и в будущем, невзирая на федеральное и региональное регулирование цен на элекгроэнергию. Это связано со значительным старением производственных фондов электроэнергетических предприятий, необходимостью их замены и реконструкции. Дорожают также такие энергоносители, как каменный уголь и мазут, которые в топливном балансе электростанций общего пользования занимают большой удельный вес.

Электроэнергетические предприятия в тарифы включают прибыль, местные и федеральные налоги и сборы, все это соответствующим образом влияет на удорожание используемой электроэнергии. Рассмотренная ситуация будет по-видимому сохраняться еще значительное время. Высокие тарифы на покупную электроэнергию влияют на повышение уровня текущих издержек в добыче и транспорте газа, снижают доходность производственных предприятий ОАО «Газпром». Указанные обстоятельства обусловливают необходимость активного поиска способов снижения затрат на использование энергоресурсов в ОАО «Газпром».

Сложность с изысканием инвестиций в энергетическую отрасль страны и вопросы их недостаточно быстрой окупаемости, экологические, транспортные и другие проблемы, препятствующие строительству электростанций большой мощности, вынуждают обратиться к «малой» энергетике [5,13,57,75].

Следует отметить, что за рубежом для обеспечения электрической энергией КС МГ широко используются автономные электрические станции. В мировой практике получили широкое распространение высокоавтоматизированные установки для комбинированного производства электроэнергии и тепла малой и средней мощности с агрегатами единичной электрической мощности до 25 МВт. В качестве энергопривода генераторов электрической энергии применяются поршневые, газотурбинные или паротурбинные двигатели [40,58,75,73,76].

Перечисленные выше обстоятельства обусловили рост интереса к проблеме строительства собственных источников электроэнергии у предприятий газовой промышленности [18,80,76,87].

Следует отметить, что строительство энергетических объектов является весьма дорогостоящим мероприятием. Стоимость 1 кВт мощности электростанции собственных нужд, с учетом всех расходов на оборудование, транспорт, строительство и т.п. («под ключ»), достигает величины порядка 1000 долларов США [69,85,87].

Электростанция собственных нужд является штучным объектом из-за различий в суммарной мощности потребителей, напряжения, потребности в тепле и т.п. В настоящее время для их оснащения имеется широчайший выбор как отечественного, так и зарубежного оборудования. Производством электроагрегатов занимаются большое число фирм, каждая из которых выпускает десятки типоразмеров оборудования с разным знергоприводом, различной единичной мощности, с различными характеристиками электрического тока, использующих как жидкое, так и газообразное топливо [5, 87].

Повышенному интересу к проблеме строительства автономных электростанций у газотранспортных предприятий также способствует ряд факторов, характерных для газовой промышленности [68, 86]:

• обширность территории, на которой расположены компрессорные станции магистральных газопроводов, требует строительства ЛЭП большой протяженности, что является, например, для проектов Западной Сибири и Крайнего Севера, как правило, экономически невыгодным (строительство, обслуживание и потери при передаче энергии на значительные расстояния);

• повышенные требования к надежности и безопасности электроснабжения промышленных объектов добычи, транспорта и переработки газа, что предопределило отнесение основного технологического оборудования, в т.ч. компрессорных станций, к электроприемникам первой или высшей категории; • значительный объем предстоящих в ближайшие годы работ по реконструкции КС МГ и других объектов газовой отрасли.

Последний из указанных факторов приобретает в последние годы особую значимость. В газовой промышленности России идет период реконструкции КС обусловленный изменением динамики объемов транспортируемого газа, износом основного оборудования и появлением нового поколения более совершенного оборудования. В этот период достаточно остро встает вопрос об экономически обоснованном выборе схемы электроснабжения реконструируемых КС, в связи с чем вопрос создания электростанций собственных нужд (ЭСН) может иметь весомые аргументы. Все это и определяет актуальность темы, связанной с повышением надежности электроснабжения компрессорных станций.

Остроту вопроса дополнительно определяет снижение надежности централизованного энергоснабжения, особенно в районах Западной Сибири и Крайнего Севера и резкий рост цен на централизованные поставки электрической энергии [19,24,73].

Для выбора оптимальной схемы энергоснабжения необходимо разработать методику определения типа энергопривода ЭСН, единичной мощности и числа электроагрегатов, установленных на ЭСН, а также систему критериев, определяющих экономически обоснованный переход от одной схемы энергоснабжения КС к другой. В случае централизованного электроснабжения КС МГ должны до определенного момента использовать этот источник, а в случае дальнейшего снижения их надежности или достижения предельно допустимой цены на централизованную поставку электрической энергии, должны давать возможность при минимальных затратах полностью отказаться от использования централизованных источников.

Данная методика должна включать в себя возможность ее использования для выбора рациональной схемы электроснабжения при строительстве новых и реконструкции действующих компрессорных станций магистральных газопроводов.

Анализу состояния электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов и разработке методики по выбору оптимальной схемы электроснабжения посвящена настоящая работа.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Назаров, Александр Николаевич

ВЫВОДЫ

1. Проведенный анализ электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов показал целесообразность перехода ряда компрессорных станций к децентрализованному энергоснабжению, в связи с тем что РАО «ЕЭС России» может обеспечить надежность электроснабжения только по третей категории.

2. Рассмотрены альтернативные варианты схем электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов и сформулированы критерии выбора схем электроснабжения при реконструкции и строительстве компрессорных станций.

3. Разработана методика сопоставления и выбора схем электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов, позволяющая:

- провести выбор оптимальной схемы электроснабжения для строящейся или реконструируемой компрессорной станции;

- экономически обосновать необходимость реконструкции систем электроснабжения компрессорной станции;

- определить пороговые цены на электроэнергию, при которых есть необходимость перехода на ту или иную схему электроснабжения;

- выбрать тип энергопривода, единичную мощность и число электроагрегатов, в случае если для электроснабжения компрессорных станций экономически целесообразно использовать электростанции собственных нужд.

4. Сформулирован алгоритм экономического обоснования выбора схемы электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов. Оценка экономической эффективности реализации той или иной схемы электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов ведется по чистому дисконтированному доходу за расчетный период.

5. Для практической реализации методики разработана программа на ЭВМ, апробированная при технико-экономическом сопоставлении схем электроснабжения компрессорных станций «Давыдовская», «Первомайская», «Донская», «Долгое», «Курск» предприятия ООО «Мострансгаз».

6. Разработана методика оценки объемов поставок электроэнергии от централизованных источников и предложен критерий, позволяющий оптимально оценивать объемы поставок электроэнергии от поставщиков.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Назаров, Александр Николаевич, Москва

1. Андреева H.H., Ситенков В.Т. Перспективы применения промысловых электростанций (ПЭС) при обустройстве месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001.-68 с.

2. Белоусенко И.В., Горюпов O.A. Моделирование надежности систем электроснабжения с применением автономных источников и эффективность их применения // Промышленная энергетика. 1999. №6 с. 1216.

3. Белоусенко И.В., Ершов М.С., Горюпов O.A. Резервирование источников питания газовых комплексов // Газовая промышленность, 1999, №2, с. 34-35.

4. Белоусенко И.В., Шварц Г.Р., Шпилевой В.А. Энергетика и электрификация газовых промыслов и месторождений. Тюмень, 2000. - 273 с.

5. Беляев A.B. Разработка рекомендаций по повышению надежности внутреннего электроснабжения газотурбинных компрессорных станций магистральных газопроводов: Автореф. канд. техн. наук ДСП.-М.: 1988.

6. Берхман Е.И. Экономика систем газоснабжения. Л.: Недра, 1976. -272с.

7. Биллинтон Р., Аллан Р. Оценка надежности электроэнергетических систем: Пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1988. -288с.

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

9. Ю.Бойко A.M., Леонтьев Е.В. Концепция энергосбережения в транспорте газа. / Материалы семинара 2-й Международной специализированной выставки «Энергосбережение 2000» (Москва, март 2000 г.). - М.: ООО «ИРЦ Газпром». - с. 28 - 39.

10. П.Бугерра М. Разработка рекомендаций по повышению надежности и эффективности электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов АНДР. Дис. канд. тех. наук.- М., 1987. 142 с.

11. Ванюшин Ю.Н., Юращик И.Л. Использование тепла отходящих газов газотурбинных установок для выработки электроэнер-гии./Тематический научно-технический обзор М.: ВНИИЭгазпром, 1970.-35 с.

12. Н.Вольский Э.Л., Гарляускас А.И., Герчиков C.B. Надежность и оптимальное резервирование газовых промыслов и магистральных газопроводов. -М.: Недра, 1980. -278с.

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

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

15. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. М.: Наука, 1965. - 524 с.

16. Горюпов O.A. Оценка надежности и эффективности резервирования источников питания систем электроснабжения газоперерабатывающих комплексов. Дис. канд. тех. наук,- М., 1999. 131 с.

17. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Онин A.A. Расчет устойчивости и противо-аварийной автоматики в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1990

18. Гуревич Ю.Е., Файбисович Д.Л., Хвощинская З.Г. Особенности электроснабжения промышленных предприятий с непрерывными технологическими процессами//Электричество, 1990, №1.

19. Егоров A.B. Разработка методов и средств оптимизации энерюисточ-ников объектов обустройства месторождений нефти и газа континентального шельфа. Дис. канд. тех. наук.- М., 1993. 198 с.

20. Ершов М.С. Анализ надежности электроснабжения и разработка методики расчета и рекомендаций по повышению надежности и эффективности электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов с газотурбинным приводом. Автореферат.- М., 1984. 24 с.

21. Ершов М.С. Эффективность резервирования в схемах электроснабжения КС МГ // Электротехнические и электрофизические установки, устройства и процессы в газовой, нефтяной и нефтехимической промышленности . М.: изд. МИНХ и ГП, 1983. - С. 90-99.

22. Калинин А.Ф. Оценка состояния внутренней поверхности газопроводов. / Известия высших учебных заведений «Нефть и газ». Тюмень, 2004, № 1. — с. 82-87.

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

24. Калинин А.Ф., Лопатин A.C., Назаров А.Н. Выбор схемы электроснабжения реконструируемых компрессорных станций магистральных газопроводов// научно-технический сборник ОАО

25. Газпром» "Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения ".М.: ООО «ИРЦ Газпром», №1, 2003. -С. 7-13.

26. Капур К., Ламберсон Л. Надежность и проектирование систем. /Пер. с англ. Коваленко Б.Г. Под ред. д.т.н., проф. Ушакова И.А./-М.: Мир, 1980, -604с.

27. Китушин В.Г. и др. Анализ метода определения ущерба при нарушениях электроснабжения потребителей. В кн.: Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. 1980, вып. 18, с.9-19.

28. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. М.: Высшая школа, 1984,-256с.

29. 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.

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

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

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

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

34. Меньшов Б.Г., Ершов М.С. Математические модели надежности систем электроснабжения КС МГ // Методы оптимизации надежности систем трубопроводного транспорта нефти и газа / МИНГ. 1988. -Вып.35.-С. 132-137

35. Меньшов Б.Г., Ершов М.С. Надежность электроснабжения газотурбинных компрессорных станций. М.: Недра, 1995. - 283 с.

36. Меньшов Б.Г., Ершов М.С., Жуков Ю.С., Шкута А.Ф. Надежность электрооборудования в северных условиях // Газовая промышленность, 1980.-№10.-С. 25.

37. Меньшов Б.Г., Суд И.И. Электрификация предприятий нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов. М.: Недра, 1984, 416с.

38. Методика определения ущерба от нарушения режима в электроснабжении КС магистральных газопроводов / ВНИИЭгазпром, Союзгазпро-ект.- 1984. -20с.

39. Мехерван Б. Сокращение эксплуатационных затрат энергетической установки // Газотурбинные технологии. 199. - №2. - С. 18-22.

40. Михайлов В.В., Жуков Ю.С., Суд И.И. Энергетика нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1982, -352с.

41. Многотопливные электростанции. Технология электростанций: Материалы корпорации Wartsila, 2002. -20 с.

42. Надежности систем энергетики. Терминология. М.: Наука, 1990.

43. Назаров А.Н. Энергетическая устойчивость объектов транспорта газа// Научно-технический сборник "Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт",- М.:РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, №2, 2005. С. 63-67.

44. Назаров А.Н. Критерии, определяющие выбор схемы электроснабжения при реконструкции компрессорных станций М.: Нефть, газ и бизнес, №12, 2006.-С 79-81.

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

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

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

48. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки для транспорта газа и бурения скважин.- М.: Недра, 1982. 184 с.

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

50. РД 51-00158623-08-95. Категорийность электроприемников промышленных объектов газовой промышленности. М.: ВНИИГАЗ, 1995.

51. РД 51-0158623-06-95. Применение аварийных источников электроэнергии на КС МГ, УКПГ и других объектах газовой промышленности. -М.: ВНИИГАЗ, 1995.

52. РД 51-0158623-07-95. Применение электростанций собственных нужд нового поколения с поршневым и газотурбинным приводом. М.: ВНИИГАЗ, 1997.

53. РД 51-31323949-31-98. Выбор количества электроагрегатов электростанций РАО «Газпром». М.: ВНИИГАЗ, 1998.

54. РД 51-31323949-32-98. Методика подготовки и проведения конкурсовпо осуществлению энергетических проектов. М.: ВНИИГАЗ, 1998.

55. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. М.: Энергия, 1974,-176с.

56. Руководство по эксплуатации электростанций собственных нужд // Трегубов И.А., Фомин В.П., Овчаров В.П./ М.: ВНИИгаз, 1989.

57. Руководство по эксплуатации электростанций собственных нужд. М.: ВНИИГАЗ, 1989-175 с.

58. Рябинин И.А., Черкесов Г.Н. Логико-вероятносные методы расчета надежности системы. М.: Радио и связь, 1981. -264с.

59. Суденко Ю.А. Анализ энергетической устойчивости объектов транспорта и добычи газа ОАО «Газпром» (материалы научно-технического совета ОАО «Газпром»), Н.Новгород.: ООО «ИРЦ Газпром», 2000.-С. 131-135.

60. Сыромятников И.А. Методика определения ущерба от перерывов электроснабжении / надежность электроснабжения. М.: Энергия, 1976, -С. 21-35

61. Трегубов И.А., Шкурпа А.Ф. Автономные системы электроснабжения компрессорных станций магистральных газопроводов // М., Транспорт и хранение газа. вып.7. -1980. -40с.

62. Файбисович Д.Л., Шухрал В.В. Внешнее электроснабжение магистральных газопроводов Уренгой Ужгород // Электрические станции. -1983.-№2.-С. 41-42.

63. Фишман B.C. Повышение бесперебойности электроснабжения производств с непрерывным технологическим процессом // Промышленная энергетика, 1990, №8.

64. Фокин Ю.А., Туфанов В.А. Оценка надежности систем электроснабжения, М.: Энергоиздат, 1981, -221с.

65. Фурман И.Я. Экономика магистрального транспорта газа. М.: Недра, 1978.-272с.

66. Чистая Энергия. Газовые когенерационные электростанции. Технология электростанций: Материалы корпорации Wartsila, 2002. -20 с.

67. Щеглов А.Г., Александровская Н.Д. Широкое внедрение технологий малой энергетики способ сохранения энергетической безопасности страны. - М.: Энергетическая политика, 1999, № 6, -С. 48-53.

68. Электроагрегаты с поршневым и газотурбинным приводом, работающие на природном газе, для электростанций малой энергетики. Сборник отраслевых нормативных документов. М.: ВНИИГАЗ, 2000 -257с.

69. Энергия в Финляндии 2002. Хельсинки: изд. ETY-Lehdet Оу, 2002. -64 с.