Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Регулирование и оптимизация режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводов

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

Автореферат диссертации по теме "Регулирование и оптимизация режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводов"

На правах рукописи

ТОРОПОВ АНДРЕЙ ЮРЬЕВИЧ

РЕГУЛИРОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

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

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

0 2АПР2323

Москва-2009 г.

003466287

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

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Калинин Александр Федорович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Иванцова Светлана Георгиевна

кандидат технических наук Фрейман Константин Викторович

Ведущее предприятие:

Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов», г. Уфа

Защита состоится 2009 г. в /с? час. ^?мин.

в аудитории на заседании диссертационного совета Д 212.200.06 при

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

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

Автореферат разослан « »иив^Ш-2009 г-

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор А.М. Ревазов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

Среди множества проблем, стоящих перед газовой промышленностью, снижение энергетических затрат на собственные нужды является одной из наиболее актуальных и практически значимых. В настоящее время отрасль, добывая около 550 млрд. м3 газа и транспортируя более 700 млрд. м3 газа в год, ежегодно расходует на собственные технологические нужды примерно 55 60 млрд. м3 газа, более 17 млрд. кВт-ч электрической энергии и свыше 13 млн. Гкал тепловой энергии. При этом свыше 90 % природного газа и около 80 % электроэнергии, расходуемых в отрасли на собственные технологические нужды, приходится на магистральный транспорт природного газа.

Основными потребителями электрической энергии и природного газа при его транспорте являются газоперекачивающие агрегаты (ГПА), которыми оснащены системы компримирования компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов (МГ): на системы компримирования приходится более 80 % от всех затрат газа при его трубопроводном транспорте, включая потери.

Исходя из этого, решение задачи снижения энергетических затрат в отрасли в первую очередь должно проводится за счет повышения эффективности работы систем компримирования КС МГ. Эффективность работы систем компримирования определяется распределением нагрузки между КС, выбранной схемой работы агрегатов, энерготехнологическими характеристиками ГПА, их техническим состоянием и регулированием режимов работы агрегатов в процессе эксплуатации.

Оценить эффективность работы систем компримирования КС можно по результатам энергетических обследований технологических участков и компрессорных станций, проведение которых позволяет оценить эффективность реализуемых режимов эксплуатации и проводимых энергосберегающих мероприятий, выявить источники нерационального расхода топливно-

энергетических ресурсов и разработать программу их сбережения. В программе энергосбережения, представленной в Энергетической стратегии России до 2020 г., энергетические обследования промышленных предприятий признаны одним из основных механизмов решения задачи энергосбережения.

Реализация программы энергетического обследования технологических участков и компрессорных станций МГ с целью энергосбережения требует разработки критериев оценки эффективности работы систем компримирова-ния КС и методик регулирования и оптимизации режимов их работы. Всё это свидетельствует об актуальности темы диссертационной работы как с теоретической, так и с практической точек зрения.

В своих исследованиях автор опирался на работы Н.И. Белоконя, Р.Н. Бикчентая, Б.В. Будзуляка, З.Т. Галиуллина, С.П. Зарицкого, В.А. Иванова, А.Ф. Калинина, Б.Л. Кривошеина, Е.В. Леонтьева, A.C. Лопатина, В.И. Никишина, Б.П. Поршакова, Б.С. Ревзина, А.Д. Седых, Ф.Г. Тухбатул-лина, В.А. Щуровского, Е.И. Яковлева и других ученых и специалистов, посвященные различным аспектам решения задач энергосбережения при магистральном транспорте природного газа.

Целью диссертационной работы является разработка методов рационального регулирования и оптимизации режимов работы систем комприми-рования компрессорных станций, направленных на сокращение топливно-энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа.

Для достижения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:

• провести анализ критериев и методик оценки энергетической эффективности работы систем компримирования компрессорных станций магистральных газопроводов;

• предложить систему критериев и разработать методику оценки энергетической эффективности работы систем компримирования КС, компрессорных станций в целом и технологических участков (ТУ) МГ;

• провести апробацию разработанной методики оценки энергетической эффективности работы систем компримирования КС и технологических участков МГ при проведении энергетического обследования объектов газотранспортной системы (ГТС);

• разработать методику оптимизации распределения нагрузки между системами компримирования КС технологических участков МГ с целью минимизации энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа;

• разработать принципы выбора ГПА, включаемых в системы компримирования многоцеховых КС, и рационального регулирования режимов работы газоперекачивающих агрегатов с учетом их технического состояния.

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

• предложен интегральный критерий оценки эффективности режимов работы основных систем КС, компрессорных станций в целом и ТУ МГ: перерасход энергетических ресурсов в денежном выражении при реализуемых режимах эксплуатации систем и объектов магистральных газопроводов по сравнению с оптимальными режимами их эксплуатации;

• предложена уточненная система расчетных соотношений для определения термодинамических характеристик природного газа, используемых при решении задач оценки эффективности работы МГ;

• на основе анализа результатов обработки эксплуатационных характеристик систем компримирования КС, гидродинамических и теплотехнических испытаний ГПА обоснован выбор расчетных соотношений по определению действительной работы и мощности сжатия природного газа в системах компримирования компрессорных станций;

• предложены методики прогнозирования оптимального распределения нагрузки между компрессорными станциями и отключения КС магистральных газопроводов;

• разработана методика оптимального выбора системы компримирования природного газа на КС и распределения нагрузки между ГПА в этих системах;

• предложен алгоритм рационального регулирования режимов работы газоперекачивающих агрегатов при изменении режима работы КС и изменении технического состояния ГПА.

Практическая ценность.

О практической ценности диссертации свидетельствует то, что она выполнялась, исходя из конкретных потребностей газовой отрасли, и направлена на реализацию «Энергетической стратегии России на период до 2020 года» и «Концепции энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2001 - 2010 гг.».

Разработанные в диссертации методики и компьютерные программы могут быть использованы для оценки эффективности эксплуатации и оптимизации режимов работы систем компримирования КС и газоперекачивающих агрегатов с целью определения источников снижения энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа.

Разработанные методики и компьютерные программы апробированы при обработке эксплуатационных характеристик технологических участков газотранспортных обществ ООО «Газпром трансгаз Югорск», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Москва» и основных объектов, входящих в них, за период 2003 - 2007 г.г.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались, обсуждались и получили положительные отзывы на: ■ XXIII тематическом семинаре «Диагностика оборудования и трубопроводов КС» (г. Светлогорск, сентябрь 2004 г.);

■ XXIV тематическом семинаре «Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций» (г. Геленджик, 6-11 сентября 2005 г.);

■ XXV юбилейном тематическом семинаре «Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций» (Туапсинский район, п. Небуг, 18-23 сентября 2006 г.);

■ VII научно - технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 29 - 30 января 2007 г.);

■ XXVII тематическом семинаре «Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций» (Туапсинский район, п. Небуг, 8-13 сентября 2008 г.);

■ научно - методических семинарах кафедры термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (ноябрь 2008 г., март 2009 г.).

Публикации.

По материалам диссертации опубликованы 8 научных работ, в том числе 1 статья - в журнале, входящем в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных выводов и результатов, списка литературы из 103 наименований. Работа изложена

на 181 страницах машинописного текста, содержит 25 рисунков и 31 таблицу-

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертации, сформулированы цель, научная новизна и практическая ценность работы на современном этапе развития газотранспортной системы России.

В первой главе оценены состояние, перспективы развития и режимы работы ГТС страны. Рассмотрены особенности эксплуатации ГПА на КС МГ. Проведен анализ комплекса энерготехнологических задач транспорта газа, решение которых направлено на снижения энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа.

Ведущей и малозатратной статьей снижения эксплуатационных затрат при магистральном транспорте природного газа, как показал анализ выполнения «Программы энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2004 - 2006 гг.», является оптимизация технологических режимов основных объектов ГТС: экономия энергоресурсов за счет оптимизации технологических режимов работы объектов магистрального транспорта природного газа за рассматриваемый период составила около 30 % от общих объемов экономии, что и определило комплекс задач, поставленных в работе.

Предлагаемые в диссертации критерии и методики разрабатывались с учетом возможности их использования при энергетическом обследовании КС МГ, проводимом с целью снижения энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа.

В настоящее время в ОАО «Газпром» разработан и действует ряд нормативных документов, реализация которых должна способствовать снижению энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа. К одной из основных задач представленной работы относится анализ критериев и методик оценки энергетической эффективности эксплуатации систем ком-примирования, представленных в этих документах, так как возможные неточности и ошибки могут привести к некорректным результатам и соответст-

венно к ошибочным выводам при анализе энергетической эффективности работы КС МГ.

В результате этого анализа необходимо предложить систему критериев и разработать методику оценки энергетической эффективности эксплуатации систем компримирования КС, компрессорных станций в целом и технологических участков магистральных газопроводов с учетом взаимозависимости режимов работы КС и линейных участков МГ. Предлагаемый критерий оценки энергоэффективности эксплуатации систем компримирования должен обладать свойством интегральности и одновременно учитывать целый ряд особенностей обустройства и эксплуатации этих систем в современных условиях.

В качестве объектов апробации результатов исследования выбраны технологические участки магистральных газопроводов, включающих в себя несколько компрессорных станций и линейных участков между ними.

Во второй главе проведен анализ критериев оценки эффективности режимов работы газоперекачивающих агрегатов и систем компримирования природного газа на компрессорных станциях.

Анализ методик определения системных и локальных показателей энергоэффективности работы систем компримирования КС показывает, что возможно приведение всех рассмотренных показателей к одному критерию, который учитывает колебания подачи газа по газопроводу, взаимное влияние объектов магистральных газопроводов, распределение нагрузки между компрессорными станциями технологических участков МГ, энергетическую целесообразность выбора систем компримирования и распределения нагрузки между ГПА в этих системах, изменение технического состояния энерготехнологического оборудования КС, использование в системах компримирования электроприводных и газотурбинных ГПА, уровень и соотношение цен на энергоносители, режимы работы систем охлаждения природного газа на КС и энергозатраты в них. В основу этого критерия положена энергетическая со-

ставляющая эксплуатационных затрат Сэнск, а в качестве критерия предлагается использовать перерасход энергетических ресурсов в денежном выражении при реализуемых режимах эксплуатации систем компримирования по сравнению с оптимальными режимами

Использование данного критерия и его модификаций дает возможность оценить эффективность работы систем компримирования и других систем КС, а также компрессорных станций в целом и технологических участков магистральных газопроводов.

Анализ значений и причин перерасхода энергетической составляющей эксплуатационных издержек при работе всех систем КС АСЭ„ дает возможность определить приоритетность проведения энергосберегающих мероприятий по основным технологическим системам на обследуемой КС за счет оптимального регулирования энерготехнологического оборудования с использованием межцеховых перемычек.

При определении целесообразности и последовательности реконструкции КС МГ, а также необходимости модернизации энерготехнологического оборудования станции предлагается использовать коэффициент К ж, который находится при сопоставлении значений относительной суммарной энергетической составляющей эксплуатационных затрат при работе всех систем рассматриваемых станций на оптимальных режимах

эн.с.к.опт

(1)

т

.опт

где СШ]хтт - энергетическая составляющая эксплуатационных затрат в ]-й системе рассматриваемой КС при оптимальном режиме ее работы; - коммерческий расход технологического газа через рассматриваемую КС.

При сопоставлении эффективности режимов эксплуатации компрессорных станций магистральных газопроводов рекомендуется критерий Кэфкс,

определяемый как сумма перерасходов энергетической составляющей эксплуатационных затрат при работе всех систем сопоставляемых станций АСЭН ], отнесенная к коммерческому расходу природного газа через КС

На тех КС, для которых этот критерий Кэфкс принимает более низкие

значения, регулирование режимов работы основных технологических систем станции проводится достаточно эффективно. Если этот коэффициент стремиться к нулю (КэфЖ—*0), то реализуемые режимы основных систем станции и всей КС в целом близки к оптимальным. Компрессорные станции, для которых этот коэффициент Кэф кс принимает высокие значения, имеет существенные резервы снижения энергетических затрат за счет оптимизации режимов работы основных технологических систем станций.

Эффективность режимов работы технологических участков МГ предлагается оценивать по величине критерия КэфГУ - суммарного удельного перерасхода энергетической составляющей эксплуатационных затрат на всех КС рассматриваемых ТУ

т

п

(3)

л

К?ф ТУ = ЕДСэк.ЯС.<- /(Як'^гу)-

(4)

где ДСжКСЛ - перерасход энергетической составляющей эксплуатационных затрат на i-й КС; п - число КС на технологическом участке; QK - средний коммерческий расход технологического газа через рассматриваемый технологический участок МГ; Ljy - длина технологического участка МГ.

Энергетическая составляющая часовых эксплуатационных затрат на сжатие природного газа на КС при оценке эффективности эксплуатации систем компримирования при работе в схеме компримирования х ГПА с газотурбинным приводом (11 IIA) и у электроприводных газоперекачивающих агрегатов (ЭГПА) может быть определена из соотношения

^■эн.сх - Сэ„.с.к " Ne = " I + • I ' (5)

Ун /=/ Че.гту.! ' '¡Mex.i MHs.i.j'^ped.j

где сэнск - средняя стоимость единицы энергии, идущей на сжатие природного газа в системе компримирования КС, руб./(кВт -ч); Ne - энергетические затраты, расходуемые на сжатие природного газа в системе компримирования в единицу времени, кВт; - цена топливного газа, руб./1000 м3\ цээ - цена электрической энергии на станции, руб./{кВт -ч); Nu, NtJ - внутренний мощности, расходуемые на сжатие газа в нагнетателях i - го работающего ГТПА и j - го работающего ЭГПА, включенных в систему компримирования КС, кВт; г\е гтуЛ - эффективный коэффициент полезного действия (КПД) газотурбинной установки (ГТУ) i - го работающего ГГПА; г\мех - механический КПД ГГПА, учитывающий механические потери при передаче энергии от ГТУ к нагнетателю; г|м ¡, т\ред - КПД электродвигателя и редуктора j - го работающего ЭГПА.

Анализ математических моделей процессов, происходящих при транспорте природного газа, показывает, что для расчета этих процессов требуют-

ся следующие термодинамические характеристики природного газа: потенциальная функция pv; плотность р; коэффициент сжимаемости г; удельная энтальпия А; удельная изобарная теплоемкость срт\ коэффициент Джоуля-Томсона А; показатель адиабатного процесса к.

В ходе исследования, опираясь на опытные данные, была получена уточненная система расчетных соотношений по определению термодинамических характеристик природного газа в диапазоне термодинамических параметров, характерном для транспорта природного газа (р = 3,0 +8,0 МПа; Т = 270 + 340 К) в виде следующих зависимостей

Х = /(р,Т,гшт), (6)

где X - термодинамические характеристики природного газа, гмт - мольное содержание метана в газе.

Полученные расчетные соотношения по определению термодинамических характеристик природного газа имеют в целом более высокую точность по сравнению с ныне используемой системой расчетных соотношений. Средние погрешности определения термодинамических характеристик природного газа снижены в 1,3 +2 раза, а величина максимальных относительных ошибок уменьшена в 1,5 -¡-3 раза.

На базе полученных расчетных соотношений разработана компьютерная программа определения термодинамических характеристик природного газа различного состава в диапазоне изменения термобарических характеристик магистрального транспорта природного газа.

На основе анализа и сопоставления результатов расчета с результатами обработки эксплуатационных характеристик систем компримирования КС и теплотехнических испытаний ГПА проведен выбор системы расчетных соотношений, математически моделирующий процесс сжатия природного газа на компрессорных станциях.

На базе выбранных расчетных соотношений разработан алгоритм и создана компьютерная программа прогнозирования действительной работы и мощности сжатия природного газа в системах компримирования КС при изменении режимов их работы.

В ходе исследования обоснован выбор расчетных соотношений по определению температуры и давления природного газа на границах линейных участков магистральных газопроводов. Предложены расчетные соотношения по определению коэффициента теплопередачи от природного газа в окружающую среду и коэффициента гидравлической эффективности внутренней поверхности труб на линейных участках МГ, позволяющих находить значения этих коэффициентов на основе обработки эксплуатационных данных на период проводимого исследования. На базе выбранных и полученных расчетных соотношений разработаны алгоритм и программа прогнозирования термобарических характеристик природного газа на границах линейных участков действующих газопроводов при изменении режимов их работы.

В третьей главе предложена методика прогнозирования оптимального распределения нагрузки между компрессорными станциями технологических участков МГ с использованием технологического, энергетического и экономического критериев.

Апробация предлагаемой методики проводилась на ряде технологических участков МГ газотранспортных обществ ООО «Газпром трансгаз Югорск», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром транс-газ Москва», схема одного из которых представлена на рис. 1.

В качестве критерия оптимизации режима работы КС-1 при известной подаче природного газа по технологическому участку Qк и заданных характеристиках природного газа на входе и выходе ТУ (12ду0, р2лу0, ¡1ду3, р,„у3) рекомендуется сумма энергетических составляющих эксплуатационных затрат на сжатие природного газа на КС рассматриваемого технологического участ-

ка Сэн КС_г Оптимальным значением давления природного газа на выходе КС-1 Р[Лу2 опт следует признать такое значение давления, при котором сумма энергетических составляющих эксплуатационных затрат на сжатие природного газа на КС участка принимает минимальное значение

СЭН.ТУ = Xсжксч -4ИИ. (7)

КС-О

, От

121у0 1

¡1}!

ЛУ-1

РзуН е0 РЦ/1 ^охяО

РЬу1

КС-1

От

ЛУ-2

Л',

е!

Л',

¡у г Р1я])2

охл!

КС-2

тОт

Ате2 ^охта

Рис. 1. Схема и эксплуатационные характеристики технологического

участка МГ:

tj, Р] - температура и давление природного газа на границах линейных участков МГ; Ые1 - энергетические затраты на сжатие природного газа на ¡' - й КС; Л^,- - энергетические затраты в системе охлаждения природного газа на I - й КС; е, - степень сжатия природного газа на г - й КС.

К примеру, один из рассматриваемых ТУ МГ работает в режиме с давлением природного газа на выходе КС-1 р1 2 = 6,4 МПа. Результаты расчетов

показали, что сумма энергетических составляющих эксплуатационных затрат на сжатие природного газа на КС участка принимает минимальное значение при давлении природного газа на выходе КС-1 риу20Пт — 6,9 МПа (рис. 2).

При этом оптимальное давление природного газа на выходе станции ниже максимально разрешенного на линейном участке. Переход от действительного к оптимальному режиму работы системы компримирования позволяет экономить порядка АСэн ГУ = 30 тыс. руб. в сутки.

Результаты исследования показывают, что при определенных режимах эксплуатации и коэффициенте загрузки технологического участка к3 < 0,6, несмотря на то, что системы компримирования КС оснащены однотипными агрегатами, «принцип максимума давления» не соблюдается.

Анализ режимов работы ТУ МГ, работающих с недозагрузкой, позволяет сделать вывод о том, что в ряде случаев энергетически и экономически целесообразно отключать одну или несколько КС участка.

Plw/2 —Piny опт Р lay ■ Ш1а

Рис. 2. Зависимость энергетической составляющей эксплуатационных затрат на КС ТУ от давления природного газа на выходе КС-1

Отключение одной из КС ТУ экономически целесообразно в случае, если суммарные энергетические затраты в денежном выражении на участке с отключенной станцией ниже этих затрат при работе КС при заданном расходе газа по МГ

п п-1

+ CSH 0X)i > ^(СЭНСК + Сзнш , (8)

/=/ ¡=1

где Сэнск1, С'эн с к2 - энергетические затраты в денежном выражении, идущие на сжатие природного газа на г - й КС участка до и после отключения станции; Сжох, С'эн ох - энергетические затраты в денежном выражении на привод вентиляторов в системе охлаждения г - й КС участка до и после отключения станции.

Данный критерий положен в основу методики оценки экономической целесообразности отключения компрессорных цехов и КС, апробация которой проводилась на примере исследования режимов работы компрессорных станций ТУ трехниточного МГ (рис. 3).

кс~4 кс-з кси: кс-1

КЦ-1 КЦ-1 КЦ-1 КЦ-1

Рис. 3. Схема технологического участка МГ

Анализ результатов расчета показывает, что на экономическую и энергетическую целесообразность отключения КС в первую очередь влияет расход природного газа по технологическому участку МГ (рис. 4).

В рассматриваемом примере при расходе природного газа по технологическому участку Qк более 200 млн. м3/сут. суммарные энергетические затраты на участке ЕЛте меньше при работающей станции КС-З (рис. 3, 4). В случае же снижения коммерческого расхода до уровня ниже

200 млн. м3/сут. при выполнении условия технологической целесообразности, отключение этой станции можно признать энергетически оправданным.

800 т----

МВт 600 500 400 300 200 100 0

100 150 200 250 300

Ок, тн. м3/сут.

Рис. 4. Зависимость суммарных энергетических затрат на сжатие природного газа на компрессорных станциях рассматриваемого ТУ "ZNe от подачи природного газа по МГ QK \

1 - при работающей КС-3; 2 - при отключении КС-3.

В качестве критерия выбора ГПА, включаемых в системы компримиро-вания многоцеховых компрессорных станций, и определении рациональной загрузки параллельно работающих агрегатов или групп агрегатов с газотурбинным приводом с целью минимизации энергозатрат в системе комприми-рования компрессорного цеха (КЦ) или КС, предлагается приведенный КПД системы компримирования КЦ или КС Цс,к(КцЖ) с учетом действительного

технического состояния и загрузки ГПА, участвующих в процессе сжатия природного газа

J

ь

ф-н&Ёг*

\1

ЕЛлм/ Л/'Л^'Л^пу;'^

'Пс.к(Щ. КС) -

Ы!

1=1

ы1

1—1

(9)

где Лглл/ ~ приведенный КПД г-го ГТПА, входящего в систему компримиро-вания; Л^ - эффективная мощность, расходуемая на сжатие природного газа в г'-м ГПА, Ые1 = Ыи + ЫиехЛ; Ыи - внутренняя (индикаторная) мощность, затрачиваемая на сжатие природного газа в 1-м ГТПА; ЫмехЛ - механические потери при передачи энергии от энергопривода к ЦБН; ки1 - коэффициент

технического состояния ЦБН г-го ГПА по политропному КПД; г|СП|. - номинальный (паспортный) КПД ГТУ г-го ГПА; кЦе 1 - коэффициент технического состояния ГТУ г-го ГПА по эффективному КПД; - коэффициент снижения эффективного КПД ГТУ г-го ГГПА в результате недозагрузки, К%ру=/(Ме/Мер) (рис. 5).

1,0 0,9

т- ¡агр ГТУ

0.7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2

0,2

0А

¿1 .й-й—

д" , й

й а

У /

/

/

0.6

0,8

1,0

Рис. 5. Зависимость снижения относительного эффективного КПД газотурбинного двигателя К= Ле ^е» от относительной рабочей мощности ГТУ

Ме/Ыер = Ме/(Меп-к„с)

Выбранная система компримирования с энергетически целесообразным распределением нагрузки между ГПА с газотурбинным приводом характеризуется максимальным значением приведенного КПД компрессорного цеха или КС

Ъс.к(М.КС) таХ- 0°)

В случае работы в системе компримирования ГПА с газотурбинным приводом и ЭГПА в качестве критерия, значение которого определяет энергетическую и экономическую целесообразность выбора схемы компримирования, следует использовать значение энергетической составляющей эксплуатационных затрат (5).

При обоснованном выборе системы компримирования, оснащенной газоперекачивающими агрегатами с газотурбинным и электроприводом, с энергетически и экономически целесообразным распределением нагрузки между ГПА, значение энергетической составляющей эксплуатационных затрат в системе компримирования КЦ или КС принимает минимальное значение

КС) —» min. (11)

Методика выбора системы компримирования с энергетически целесообразным распределением нагрузки между ГПА использовалась при оптимизации режима системы компримирования многоцеховой КС, оснащенной ГПА типа ГТК-25-ИР, ГПА-Ц-16 и СТД-12500. Результаты расчета показали, что режим работы ГПА в системе компримирования при максимальном приведенном КПД (Лсксяс; = тах) характеризуется минимальным расходом топливного газа (Qm? = min) и, соответственно, минимальным значением энергетической составляющей эксплуатационных затрат в системе {Сзн.с.к(КС) = тт){ рис.6).

СЖС.К(КС), 33500 руб./час 33000

ЛС5н

Лс.кглге;

Ппоя (КС)

0,85 0,86 0,86 0,87 0,87 0,88 0,88 0,89 0,89

Iпоп (КС)

Лс к(КС)=таХ Пош

-П/Пн (ГТК-251ТР)

Рис. 6. Характеристики работы системы компримирования, состоящей из двух агрегатов типа ГТК-25ИР и четырех агрегатов типа ГПА-Ц-16

Использование в качестве критерия оптимизации значения среднего приведенного политропного КПД процесса сжатия в системе компримирования КС (т\„0Л(КС) = тах) приводит к перерасходу топливного газа на рассматриваемых режимах эксплуатации КС до 3 %, что соответствует росту энергетической составляющей эксплуатационных затрат на компрессорной станции

от 360 до 630 тыс. руб. в сутки в зависимости от расхода газа по магистральному газопроводу.

На основе результатов исследования в работе предлагается алгоритм энергетически рационального регулирования режимов работы ГПА в системах компримирования КС при изменении подачи природного газа по технологическому участку МГ.

Анализ результатов определения оптимальных режимов рассматриваемых в работе систем компримирования и соответствующих им оптимальных режимов работы ГПА показывает, что энергетически целесообразное распределение расхода природного газа по компрессорным цехам определяется величиной суммарной располагаемой мощности энергопривода газоперекачивающих агрегатов, работающих в системе компримирования КЦ

0щ-> ~ ¿Л"

о - ' (12)

Шц-2 у N .

где п - число агрегатов в первом цехе; т - число агрегатов во втором цехе; Мер1 - располагаемая мощность ГТУ г'-го ГПА первого цеха; N ^ - располагаемая мощность ГТУ у'-го ГПА второго цеха.

Проведенные в работе исследования позволяют сделать вывод о том, что при снижении технического состояния как ГТУ, так и ЦБН газоперекачивающих агрегатов происходит смещение оптимальных режимов их работы в область более низких расходов природного газа.

Результаты апробации предлагаемых в диссертации методик показывают важность решения задач выбора, оптимизации и регулирования режимов работы систем компримирования КС с целью снижения энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. Оптимизация режимов работы основных объектов ГТС с учетом реального технического состояния энерготехнологического оборудования является одним из основных направлений энергосбережения при трубопроводном транспорте природного газа.

2. Предложен интегральный критерий оценки эффективности режимов работы основных систем компрессорных станций, КС в целом и ТУ МГ - перерасход энергетических ресурсов в денежном выражении при реализуемых режимах эксплуатации по сравнению с оптимальными режимами.

3. Получена уточненная система расчетных соотношений по определению термодинамических свойств природного газа, на базе которых разработана компьютерная программа определения этих свойств в диапазоне изменения термобарических характеристик природного газа, характерном для условий эксплуатации МГ.

4. На основе анализа результатов обработки эксплуатационных характеристик систем компримирования КС и технологических участков МГ, а также гидродинамических и теплотехнических испытаний ГПА обоснован выбор расчетных соотношений по определению действительной работы и мощности сжатия природного газа в системах компримирования компрессорных станций и разработаны алгоритм и программа прогнозирования термобарических характеристик природного газа на границах линейных участков газопроводов.

5. Предложены методики прогнозирования оптимального распределения нагрузки между компрессорными станциями технологических участков МГ с целью снижения энергетических затрат при магистральном транспорте газа.

6. Разработаны методики оптимального выбора системы компримиро-вания природного газа на КС и распределения нагрузки между ГПА в этих системах.

7. Предложен алгоритм рационального регулирования режимов работы систем компримирования при изменении режимов работы КС и проведена оценка целесообразности регулирования режимов работы ГПА, входящих в систему компримирования, при изменении технического состояния ГТУ и ЦБН.

8. Разработанные методики и компьютерные программы апробированы при обработке эксплуатационных характеристик технологических участков газотранспортных обществ ООО «Газпром трансгаз Югорск», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Москва» за период 2003-2007 г.г.

Основные положения диссертации изложены в следующих

опубликованных работах:

1. Калинин А.Ф., Лопатин A.C., Торопов А.Ю. Приоритетные направления энергосбережения на магистральных газопроводах // Научно-технический сборник «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004, № 1, с. 49 - 53.

2. Калинин А.Ф., Лопатин A.C., Торопов А.Ю. Комплексная оценка энергетических потерь на компрессорных станциях магистральных газопроводов // Научно-технический сборник «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004, № 4, с. 81 - 85.

3. Калинин А.Ф., Лопатин A.C., Торопов А.Ю. Термодинамические характеристики природного газа для решения энерготехнологических задач // Материалы XXIII тематического семинара «Диагностика оборудования и

трубопроводов КС» (г. Светлогорск, сентябрь 2004 г.). - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004.-с. 146-148.

4. Эффективность работы компрессорных станций магистральных газопроводов / А.Ф. Калинин, A.C. Лопатин, А.Ю. Торопов, К.Х. Шотиди // Научно-технический сборник «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004, № 2, с. 42 - 46.

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

6. Калинин А.Ф., Лопатин A.C., Торопов А.Ю. Использование параметрической диагностики при решении задач регулирования и оптимизации режимов работы компрессорных станций // Материалы XXIY тематического семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов КС» (г. Геленджик, 6-11 сентябрь 2005 г.). - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - с. 86 - 90.

7. Калинин А.Ф., Лопатин A.C., Торопов А.Ю. Выбор системы компри-мирования природного газа и распределение нагрузки между газоперекачивающими агрегатами на компрессорных станциях // Научно-технический сборник «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006, №1, с. 73-78.

8. Торопов А.Ю. Регулирование режимов работы газоперекачивающих агрегатов при изменении их технического состояния // Научно-технический сборник «Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт». - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007, №1, с. 16-21.

Напечатано с готового оригинал-макета

Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 18.03.2009 г. Формат 60x90 1/16. Усл.печ.л. 1,5. Тираж 100 экз. Заказ 131. 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, Торопов, Андрей Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ.

I. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ПРИ МАГИСТРАЛЬНОМ ТРАНСПОРТЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА.

1.1. Состояние, режимы работы и перспективы развития газотранспортной системы страны.

1.2. Системы компримирования компрессорных станций и газоперекачивающие агрегаты, используемые в этих системах: состояние, перспективы развития и модернизации.

1.3. Термогазодинамические задачи и основные направления энергосбережения при магистральном транспорте природного газа.

1.4. Цель и задачи диссертационной работы.

Выводы по первой главе.

II. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМ КОМПРИМИРОВАНИЯ И МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ПРОЦЕССОВ ТРАНСПОРТА ПРИРОДНОГО ГАЗА.

2.1. Критерии оценки эффективности режимов работы систем компримирования природного газа на компрессорных станциях.

2.2. Методика оценки эффективности режимов работы основных систем компрессорных станций, компрессорных станций в целом и технологических участков магистральных газопроводов.

2.3. Термодинамические и теплофизические свойства природного газа.

2.4. Аналитическое определение действительной работы и мощности сжатия природного газа на компрессорных станциях.

2.5. Определение температуры и давления природного газа на границах линейных участков магистральных газопроводов.

Выводы по второй главе.

III. ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМ КОМПРИМИРОВАНИЯ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ.

3.1. Определение оптимального распределения нагрузки между компрессорными станциями магистральных газопроводов.

3.2. Регулирование режима работы газопровода за счет отключения компрессорных цехов и компрессорных станций.

3.3. Выбор системы компримирования природного газа на компрессорных станциях и распределение нагрузки между газоперекачивающими агрегатами.

3.4. Регулирование режимов работы системы компримирования при изменении коммерческого расхода и степени сжатия на КС.

3.5. Определение целесообразности регулирования режимов работы газоперекачивающих агрегатов при изменении их технического состояния.

3.6. Оценка эффективности выбора системы компримирования.

Выводы по третьей главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Регулирование и оптимизация режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводов"

Важнейшей функцией газотранспортной системы России является обеспечение требуемых объемов транспортировки газа и бесперебойности поставок природного газа потребителям. При проектировании, строительстве, эксплуатации, реконструкции и модернизации газотранспортной системы, ее основных объектов и используемого энерготехнологического оборудования решаются задачи повышения надежности эксплуатации газотранспортной системы (ГТС) и снижения энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа.

Среди множества проблем, стоящих перед газовой промышленностью и, в значительной степени, определяющих перспективы ее дальнейшего развития, снижение энергозатрат на собственные нужды и, в частности, при магистральном транспорте природного газа является одной из основных проблем. В настоящее время отрасль, добывая около 550 млрд. м3 газа и транспортируя порядка 700 млрд. м3 газа в год, ежегодно расходует на собственные технологические нужды примерно 55 + 60 млрд. м3 газа, более 17 млрд. кВт-ч электрической энергии и свыше 13 млн. Гкал тепловой энергии. При этом свыше 90 % природного газа и около 80 % электроэнергии, расходуемой в отрасли на собственные технологические нужды, приходится на магистральный транспорт природного газа [3, 4, 25].

Приоритетным направлением энергосбережения при магистральном транспорте природного газа, как и во всей газовой отрасли, является экономия газа на всех этапах его транспортировки - от газовых месторождений до потребителей.

Решению различных аспектов проблемы энергосбережения при магистральном транспорте природного газа посвящены работы Н.И. Белоконя, Р.Н. Бикчентая, Б.В. Будзуляка, З.Т. Галиуллина, С.П. Зарицкого, В.А. Иванова, А.Ф. Калинина, Б.Л. Кривошеина, Е.В. Леонтьева, A.C. Лопатина,

В.И. Никишина, Б.П. Поршакова, Б.С. Ревзина, А.Д. Седых, В.А. Щуровско-го, Е.И. Яковлева и др. [10, 12, 23, 34, 37, 49, 54, 68, 73, 76, 83, 89, 100, 101].

Основными потребителями природного газа при его транспорте являются газоперекачивающие агрегаты (ГПА), которыми оснащены системы ком-примирования компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов (МГ): на системы компримирования приходится более 80 % от всех затрат газа при его трубопроводном транспорте, включая потери [12, 96].

Исходя из этого, решение задачи снижения затрат энергоресурсов в отрасли в первую очередь должно проводится за счет повышения эффективности работы систем компримирования КС МГ. Эффективность работы систем компримирования определяется распределением нагрузки между КС, организацией систем компримирования, энерготехнологическими характеристиками ГПА, их техническим состоянием и регулированием режимов работы агрегатов в процессе эксплуатации.

Оценить эффективность работы систем компримирования КС можно по результатам энергетических обследований технологических участков и компрессорных станций, проведение которых позволяет оценить эффективность реализуемых режимов эксплуатации и проводимых энергосберегающих мероприятий, выявить источники нерационального расхода топливно-энергетических ресурсов и разработать программу их сбережения. В программе энергосбережения, представленной в Энергетической стратегии России до 2020 г. энергетические обследования промышленных предприятий признаны одним из основных механизмов решения задачи энергосбережения [51,52, 65, 84, 92,98, 100, 102].

Реализация программы энергетического обследования технологических участков и компрессорных станций МГ с целью энергосбережения требует разработки критериев оценки эффективности работы систем компримирования КС, методик проведения обследования и обработки полученных эксплуатационных данных. Решению этих задач и посвящена представленная работа.

Для решения этих задач необходимо знание:

• структуры, принципов построения, работы, управления и развития ГТС;

• фактических и планируемых режимов работы технологических участков и компрессорных станций магистральных газопроводов;

• обустройства и особенностей эксплуатации систем компримирования КС;

• эксплуатационных характеристик систем компримирования и газоперекачивающих агрегатов, которыми оснащены эти системы;

• методов регулирования режимов работы систем компримирования и газоперекачивающих агрегатов, включенных в них;

• методов определения термодинамических и теплофизических свойств природного газа;

• математического описания рабочих процессов, происходящих в основных объектах и энерготехнологическом оборудовании магистральных газопроводов.

Исследование этих вопросов также включено в представленную работу.

I. ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ПРИ

МАГИСТРАЛЬНОМ ТРАНСПОРТЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Газотранспортная система России обеспечивает поставки газа от промысла до конечного потребителя. Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки, ГТС обладает существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа.

Газотранспортная система характеризуется непрерывностью технологического процесса, постоянным технологическим взаимодействием всех объектов ГТС, большими транспортными расстояниями, расположением объектов Единой системы газоснабжения (ЕСГ) в различных климатических и временных поясах, сложившимися газотранспортными направлениями (коридорами) и возможностью перераспределения газовых потоков между ними.

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

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

1. В условиях ограниченного финансирования модернизации и технического перевооружения МГ, оптимизация режимов работы основных объектов ГТС с учетом реального технического состояния энерготехнологического оборудования является одним из основных направлений энергосбережения при трубопроводном транспорте природного газа.

2. Проведен анализ критериев оценки эффективности режимов работы газоперекачивающих агрегатов, компрессорных цехов и компрессорных станций в целом и предложен интегральный критерий оценки эффективности режимов работы основных систем компрессорных станций, компрессорных станций в целом и технологических участков магистральных газопроводов: перерасход энергетических ресурсов в денежном выражении при реализуемых режимах эксплуатации систем и объектов магистральных газопроводов по сравнению с оптимальными режимами их эксплуатации.

3. Предложены расчетные соотношения по определению термодинамических и теплофизических свойств природного газа, на базе которых разработана компьютерная программа определения термодинамических и тепло-физических свойств природного газа различного состава в диапазоне изменения термобарических характеристик магистрального транспорта природного газа.

4. На основе анализа эксплуатационных характеристик различных объектов и систем технологических участков МГ проведен выбор расчетных соотношений и разработана компьютерная программа по определению действительной работы и мощности сжатия природного газа в системах компри-мирования компрессорных станциях и разработаны алгоритм и программа прогнозирования термобарических характеристик природного газа на границах линейных участков действующих газопроводов при изменении режимов их работы.

5. Предложены методики прогнозирования оптимального распределения нагрузки между компрессорными станциями и отключения КС магистральных газопроводов с целью снижения энергетических затрат при магистральном транспорте природного газа.

6. Разработаны методики оптимального выбора системы компримиро-вания природного газа на компрессорных станциях и распределения нагрузки между газоперекачивающими агрегатами в этих системах.

7. Предложен алгоритм рационального регулирования режимов работы систем компримирования при изменении коммерческого расхода и степени сжатия на КС и проведена оценка целесообразности регулирования режимов работы газоперекачивающих агрегатов, входящих в систему компримирования, при изменении технического состояния ГТУ и ЦБН.

8. Разработанные методики и компьютерные программы апробированы при обработке эксплуатационных характеристик технологических участков газотранспортных обществ ООО «Газпром трансгаз Тюмень», ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Москва» за период 2003 - 2007 г.г.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Торопов, Андрей Юрьевич, Москва

1. Абрамович Т.Н. Прикладная газовая динамика. Третье издание. — М.: Наука, 1969.-824 с.

2. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа. — М.: ВНИИГАЗ, Союзоргэнергогаз, 1985. 87 с.

3. Ананенков А.Г. Стратегические перспективы развития газотранспортной системы России // «Наука и техника в газовой промышленности», 2005, № 4. с. 2 - 6.

4. Ашарина O.K., Хворов Г.А. Оценка эффективности энергосбережения в транспорте газа // «Газовая промышленность», 2006, № 3. с. 12-15.

5. Беззубов Ю.В., Овчаров А.Б. Метод и аналитические критерии стоимостной оптимизации газопровода // Научно-экономический сборник «Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности». — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001, № 5. с. 3 - 25.

6. Белоконь Н.И. Неизотермическое движение реального газа по трубопроводу // В кн.: Транспорт и хранение нефти и газа. М.: Труды МИНХ и ГП, 1971, вып. 97. - с. 14 - 20.

7. Белоконь Н.И. Термодинамика. М.: Госэнергоиздат, 1954. - 415 с.

8. Белоконь Н.И. Термодинамические процессы газотурбинных двигателей. -М.: Недра, 1969.- 121 с.

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

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

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

12. Бучнев O.A., Трубицин Н.П., Бухаров В.А. Методика определения коммерческой эффективности новой техники в ОАО «Газпром» // «Газовая промышленность», 2004, № 2. с. 10-12.

13. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М.: Наука, 1972. - 720 с.

14. Важенин Ю.И., Иванов И.А., Михаленко C.B. Передовые технологии в энергосбережении ООО «Сургутгазпром» // «Газовая промышленность»,2002, №9.-с. 66-68.

15. Василенко А., Синицын Ю., Щуровский В. Методы оценки эксплуатационных затрат газотурбинных ГПА в инвестиционных проектах // «Газотурбинные технологии», 2002, № 2. с. 34 - 35.

16. Внедрение и опыт эксплуатации энергетических ГТУ нового поколения на предприятиях ОАО «Газпром» / И. Белоусенко, В. Лезнов, И. Трегубов, И. Аршакян // «Газотурбинные технологии», 2003, ноябрь-декабрь, -с. 10-13.

17. Волков М.М., Михеев A.JL, Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности.- М.: Недра, 1989. 286 с.

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

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

20. Газ природный. Методы расчета физических свойств. М.: ИПК Издательство стандартов, 2000. — 89 с.

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

22. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В., Нейтур С.Х. Влияние параметров магистральных газопроводов на энергоемкость транспорта газа // «Газовая промышленность», 1982, № 3. с. 27 - 29.

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

24. Дальний транспорт газа // Доклад о научно-технических достижениях и производственном опыте в газовой промышленности. Том 1 М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. - с. 83 - 147.

25. Доброхотов В.Д., Клубничкин А.К., Щуровский В.А. Термодинамика процесса сжатия природного газа и характеристики нагнетателей для компрессорных станций магистральных газопроводов // НТО Сер.: Транспорт и хранение газа. М.: «ВНИИЭгазпром», 1974. - 45с.

26. Довженко В., Клисенко. В. Авиационные газотурбинные технологии для газовой промышленности // «Газотурбинные технологии», 2003, январь-февраль. — с. 20 22.

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

28. Загорученко В. А. Исследование термодинамических свойств и составление диаграмм состояния природных газов и их основных компонентов применительно к задачам компрессорного машиностроения / Дис. докт. техн. наук. Одесса, 1964. - 267 с.

29. Загорученко В.А., Журавлев A.M. Теплофизические свойства газообразного и жидкого метана. М.: Изд. стандартов, 1969. - 236 с.

30. Зарицкий С.П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов / Учебное пособие. Части 1 5. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.

31. Калинин А.Ф. Сопоставление и выбор оптимальных схем компримирования природного газа на КС // «Газовая промышленность», 2004, №3.-с. 55-57.

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

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

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

35. Каталог газотурбинного оборудования // Специализированный информационно-аналитический журнал «Газотурбинные технологии». -Рыбинск: ЗАО «Газотурбинные технологии», 2006. 240 с.

36. Каталог газотурбинного оборудования // Специализированный информационно-аналитический журнал «Газотурбинные технологии». -Рыбинск: ЗАО «Газотурбинные технологии», 2007. 296 с.

37. Кириллов Н.Г. Природный газ как энергетическое топливо: стратегия использования и технология сбережения // «Нефтегазовые технологии», 2002, №1.- с. 14-22.

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

39. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Нефть и газа, 1999. - 463 с.

40. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов. М.: Нефть и газ, 2001. - 398 с.

41. Комплексная программа реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа на период 2002 2006 годы. — М.: ОАО «Газпром», 2001.

42. Концепция научно-технической политики в РАО «Газпром» до 2015 года. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1997. - 43 с.

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

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

45. Леонтьев Е.В., Стурейко О.П. Роль диагностики в разработке и реализации программ реконструкции объектов ГТС // Пленарные доклады на тринадцатой международной деловой встрече «Диагностика-2003». Том 1.-М.: ООО «ИРЦ Газпром». с. 83 - 91.

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

47. Лопатин A.C. Термогазодинамические модели газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. М.: РГУ нефти и газа, 1999. - 72 с.

48. Лопатин A.C. Термодинамическое обеспечение энерготехнологических задач трубопроводного транспорта природных газов. М.: Нефтяник, 1996.-82 с.

49. Лось В.Н., Костенко Д.А. Реконструкция КС газотранспортной системы Украины // «Газовая промышленность», 2004, № 8. с. 61- - 63.

50. Луканин В.В. Реконструкция парка ГПА // «Газовая промышленность», 2004, №3.- с. 8-9.

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

52. Марон В.И. Гидродинамика потока в трубе. М.: Нефть и газ, 1999.- 171 с.

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

54. Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем. М.: ОАО «Газпром», ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - 54 с.

55. Методика проведения энергоаудита компрессорных станций, компрессорных цехов с газотурбинными и электроприводными ГПА. -М.: ОАО «Газпром», ООО «ВНИИГАЗ», ООО «ИРЦ Газпром», 2007. -115 с.

56. Методические рекомендации по расчету термодинамических свойств природного газа / С.Д. Баксук, Ю.В. Сурков, O.A. Беньяминович, Л.Д. Щелкунова. -М.: ВНИИГАЗ, 1975. 16 с.

57. Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов / Щуровский В.А., Синицын Ю.Н., Корнеев В.И., Черемин A.B., Степанова Г.С. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2001.-50 с.

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

59. Нормы технологического проектирования магистральные газопроводов. Стандарт ОАО «Газпром». М.: ОАО «Газпром», ООО «ВНИИГАЗ», ОАО «Гипроспецгаз», ОАО «Гипрогазцентр», ДОАО «Оргэнергогаз», 2006. - 192 с.

60. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1. Газопроводы. ОНТП 51-1-85. Мингазпром (согласовано с Госстроем СССР и с ГКНТ СССР). М.: 1985. - 219 с.

61. Овчаров А.Б. Расчеты стоимостной оптимизации проектных параметров магистрального газопровода // «Газовая промышленность», 2004, № 7. с. 42-46.

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

63. Основы энергоресурсосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов / Б.П. Поршаков, A.A. Апостолов,

64. A.Ф.Калинин, С.М. Купцов, A.C. Лопатин, К.Х. Шотиди. Учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 180 с.

65. Очистка линейных участков магистральных газопроводов / Г.В. Крылов, В.В. Салюков, К.Ф. Ott, В.А. Смирнов, В.М. Стояков // «Газовая промышленность», 2000, № 11. — с. 57 58.

66. Повышение качества газа на магистральных газопроводах посредством очистки полости трубы / Г.В. Крылов, В.В. Салюков, К.Ф. Отт,

67. B.А. Смирнов. Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2001. - 105 с.

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

69. Поршаков Б.П., Бикчентай Р.Н., Романов Б.А. Термодинамика и теплопередача (в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности): Учебник для вузов. М.: Недра, 1987. - 349 с.

70. Реализация работ по энергосбережению в ОАО «Газпром» / И.Ш. Сайфуллин, Е.В. Дедиков, В.Г. Шептуцолов, Г.А. Хворов, Д.А. Крылов // «Газовая промышленность», 2005, № 4. с. 84 - 86.

71. Регулирование двухниточного газопровода с газотурбинными ГПА / Б.С. Ревзин, A.B. Скороходов, O.E. Васин, O.A. Степаненко // «Газовая промышленность», 2003, № 4. с. 67 - 68.

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

73. Российская газовая энциклопедия / Гл. ред. Р. Вяхирев. М.: Большая Российская энциклопедия, 2004. - 527 с.

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

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

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

77. Сухарев М.Г., Панкратов B.C., Самойлов Р.В. Оптимизация нестационарных режимов действующих магистральных газопроводов // «Газовая промышленность», 2002, № 9. с. 72 - 75.

78. Сычев В.Б., Булаев Ю.В., Макаровский В.Л. Как решить проблему снижения энергоемкости и себестоимости производства // «Газовая промышленность», 2003, № 10.-с. 101-102.

79. Ходанович И.Е., Кривошеин Б.Л., Бикчентай Р.Н. Тепловые режимы магистральных газопроводов. М: Недра, 1971. - 216 с.

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

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

82. Трошин А.К., Купцов С.М., Калинин А.Ф. Термодинамические и теплофизические свойства рабочих тел теплоэнергетических установок. -М.: МПА-Пресс, 2006. 78 с.

83. Федеральный закон Российской Федерации № 28-ФЗ" от 3 апреля 1996 г. «Об энергосбережении» / Принят Государственной Думой 13 марта 1996 года, одобрен Советом Федерации 20 марта 1996 года.

84. Щуровский В.А. Выбор энергопривода для компрессорных станций магистральных газопроводов // «Газовая промышленность», 2005, № 11. -с. 23-26.

85. Щуровский В.А. Основные направления развития газоперекачивающей техники // «Газотурбинные технологии», 2007, июль-август. с. 38 - 39.

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

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

88. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири / Г.В. Крылов, A.B. Матвеев, O.A. Степанов, Е.И. Яковлев Д.: Недра, 1985. - 288 с.

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

90. Энергосберегающие технологии и оборудование при транспорте газа и использовании его в качестве моторного топлива — Аналитический альбом / Под научной редакцией А.И. Гриценко. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 1998.-634 с.

91. Энергосберегающие технологии при магистральном транспорте природного газа / Б.П. Поршаков, А.Ф. Калинин, С.М. Купцов, A.C. Лопатин, К.Х. Шотиди. Учебное пособие. М.: МПА-Пресс, 2006. -311 с.1. А?

92. Энергосбережение в трубопроводном ^/транспорте газа / A.A. Апостолов, Р.Н. Бикчентай, A.M. Бойко, Н.В. Дашунин,

93. A.Н. Козаченко, A.C. Лопатин, В.И. Никишин, Б.П. Поршаков. М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - 176 с.

94. Энергоэффективность приоритетное направление развития ОАО «Газпром» / И.Ш. Сайфуллин, A.A. Соловьянов, A.C. Лезнов,

95. B.Г. Шептуцолов // «Газовая промышленность», 2004, № 5. с. 68 - 70.