Энергоэффективность компримирования природного газа на промысле при неравномерности показателей эксплуатации основного газоперекачивающего оборудования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, кандидат технических наук Воронцов, Михаил Александрович

• Воронцов, Михаил Александрович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Воронцов, Михаил Александрович

Введение.

Глава 1. Существующие технологии компримирования природного газа на добычных технологических объектах ОАО «Газпром».

1.1 Энергоэффективность технологии компримирования.

1.2 Технология компримирования на добычных объектах.

1.3 Нерасчётные режимы работы газоперекачивающего оборудования.

1.4 Количественная оценка неравномерности и неопределённости показателей эксплуатации основного газоперекачивающего оборудования ДКС.

1.5 Обоснование актуальности исследования. Постановка задачи.

Глава 2. Методика количественной оценки влияния неопределённости показателей эксплуатации ГПА на показатели энергоэффективности технологий компримирования. Анализ методов моделирования газодинамических характеристик.

2.1. Параметры режимов работы и критерии оценки энергоэффективности ДКС

2.2. Расчёт удельных показателей энергоёмкости процесса компримирования.

2.3 Расчёт показателей свойств природного газа.

2.4 Характеристики газового компрессора.

2.5. Моделирование центробежного компрессора при проведении технологических расчётов.

Методика двухпараметрической аппроксимации.

Получение уравнений вида е = и г\п - т]п{(2,п).

Методика двухпараметрической аппроксимации. Определение степени сжатия при заданных значениях п и С2.

Пересчёт газодинамических характеристик при изменении условий работы .46 Характеристики КМ в безразмерном виде.

2.6. Показатели эффективности работы оборудования.

Эффективный КПД привода газового компрессора.

КПД газового компрессора.

2.7 Основные расчётные зависимости в виде малых отклонений.

Уравнение объёмного показателя политропы и адиабаты в малых отклоненияхбО

Уравнение производительности ЦБК в малых отклонениях.

Уравнение коэффициента полезного действия компрессора в малых отклонениях.

Уравнение эффективного КПД привода в малых отклонениях.

Уравнение удельной работы сжатия в малых отклонениях.

Уравнение коэффициента загрузки по мощности в малых отклонениях.

Уравнение расхода топливного газа в малых отклонениях.

Расчёт удельных показателей энергоэффективности ГПА в малых отклонениях68 2.8 Методика оценки чувствительности показателей энергоэффективности и энергоёмкости технологии компримирования.

Глава 3. Оценка погрешности расчётов по методу малых отклонений. Сравнительный анализ методов моделирования газодинамических характеристик высоконапорных ЦБК.

3.1 Погрешность расчёта показателей энергоэффективности по методу малых отклонений.

3.2 Влияние уравнения состояния на результаты расчёта по методу малых отклонений.

3.3 Сравнительный анализ способов моделирования газодинамических характеристик.

Точность аппроксимации фактических данных.

Сравнительный анализ методик пересчёта газодинамических характеристик .87 Сравнительный анализ методов моделирования газодинамических характеристик компрессоров. Описание всего поля ГДХ.

Глава 4. Сравнительный анализ чувствительности показателей энергоэффективности различных технологий компримирования на добычных технологических объектах.

4.1. Влияние показателей эксплуатации на энергоэффективность работы ГПА в составе промысловой технологии компримирования.

Влияние показателей эксплуатации на энергопотребление компрессора.

Ранжирование показателей эксплуатации по степени влияния на энергоэффективность компримирования природного газа.

4.2. Влияние компонентного состава газа на показатели энергоэффективности

4.3. Сравнительный анализ чувствительности показателей энергоэффективности для централизованной и распределённой схем компримирования.

Показатели энергоэффективности в относительном виде.

Оптимизация энергоэффективности многоступенчатой схемы компримирования с промежуточным охлаждением.

Оптимизация энергоэффективности распределённой схемы компримирования

4.4 Сравнительный анализ чувствительности показателей энергоэффективности централизованной и распределённой схем компримирования, различных вариантов оснащения газоперекачивающих агрегатов.

Сравнительный анализ вариантов оснащения газоперекачивающих агрегатов 127 Анализ чувствительности показателей энергоэффективности многоступенчатых и распределённых схем.

4.5 Сравнительный анализ центробежного и осевого компрессоров.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Энергоэффективность компримирования природного газа на промысле при неравномерности показателей эксплуатации основного газоперекачивающего оборудования»

Актуальность темы. В настоящее время в России удельные затраты энергии на единицу ВВП выше чем в США в 4 раза, Японии в 3,6 раза, Германии в 2,5 раза. Поэтому снижение энергопотребления (энергосбережение) - важная задача для всех отраслей экономики страны.

Энергосбережение осуществляется во всех видах деятельности ОАО «Газпром» [1,2] в соответствии с энергетической политикой Общества. В условиях перехода крупнейших газовых месторождений в стадию падающей добычи, увеличения доли энергозатрат в себестоимости добычи и транспорта газа ~ до 20 %, тенденциях роста цен на энергоресурсы, энергосбережение - одно из основных направлений повышения эффективности отрасли [1, 3].

Действующая газотранспортная система (ГТС) ОАО "Газпром" создавалась в условиях низких цен на газ и острого дефицита труб и технологического оборудования. Поэтому при проектировании большое внимание уделялось снижению металлоёмкости, а экономия энергоресурсов относилась к задачам второго плана.В настоящее время потребность снижения энергозатрат приводит к необходимости использования энергосберегающих технологий. В первую очередь внимание уделяется наиболее энергоёмким технологическим процессам, одним из которых является технология компримирования природного газа [1,3].

На долю газоперекачивающих агрегатов (ГПА), применяемых на компрессорных станциях (КС) приходится порядка 80-85 % затрат природного газа на собственные технологические нужды (СТН) [1, 2]. В частности, на промысловых дожимных КС (ДКС) затраты на топливный газ для ГПА в период падающей добычи могут достигать 50 % в общей структуре эксплуатационных затрат. Структура СТН по видам деятельности отечественной газовой промышленности (ГП) представлены в таблице 1 [1,2]. По оценками экспертов [1], технология компримирования на КС, обладает наибольшим потенциалом энергосбережения ~ 70-75 % от общего потенциала по отрасли.

Таблица 1 - Расход природного газа на СТН по видам деятельности, 2010 г

Наименование статей расходов %

Добыча газа 11,0

Магистральный транспорт газа 82,6

Подземное хранение газа 1,0

Переработка газа, конденсата и нефти 2,4

Распределение газа 3,0

Изучение режимов работы промысловых технологических систем показало, что, как правило, ДКС работают на нерасчётных режимах, вследствие различия проектных и фактических показателей разработки, несовпадения фактических характеристик оборудования и принятых при проектировании и др. Данное обстоятельство не позволяет реализовать потенциал эффективности проектных решений и в основном приводит к перерасходу топливного газа (энергопотребления) относительно проектных значений. В наиболее тяжёлых случаях требуется реконструкция ДКС для адаптации к изменившимся условиям работы, что приводит к дополнительным финансовым затратам.

Таким образом, оценка показателей эффективности возможных нерасчётных режимов работы при проектировании промысловой технологии компримирования имеет большое практическое значение, особенно для удалённых добычных объектов крайнего севера, арктического шельфа, и исследование энергоэффективности промысловых технологий компримирования газа в условиях неравномерности и отклонения от проектных значений показателей эксплуатации основного газоперекачивающего оборудования является актуальной темой для исследования.

Цель и задачи исследования. Целью диссертационной работы является разработка новых научно-обоснованных методов повышения энергоэффективности компримирования природного газа на промысле при неравномерности и отклонении от проектных значений показателей эксплуатации основного оборудования, компрессоров и приводных двигателей в составе газоперекачивающих агрегатов. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Провести количественную оценку динамики показателей эксплуатации существующих ДКС и их отклонения от проектных значений;

2. Разработать методику количественной оценки влияния параметров режима работы ГПА на показатели энергоэффективности;

3. Разработать методику моделировния газодинамических характеристик (ГДХ) высоконапорных центробежных (ЦБК) и осевых компрессоров (ОК) природного газа, обеспечивающую высокую точность математического описания ГДХ (не менее 1,0-3,0 %), что позволит повысить точность прогнозных расчётов показателей энергоэффективности ГПА;

4. Выполнить теоретическое обоснование применения методов повышения энергоэффективности промысловых систем компримирования газа в условиях неравномерности и отклонения от проектных значений показателей эксплуатации основного газоперекачивающего оборудования:

- провести ранжирование параметров работы ГПА по степени влияния на показатели энергоэффективности;

- определить и обосновать показатели чувствительности энергоэффективности технологии компримирования к отклонению от проектных условий эксплуатации;

- провести сравнительный анализ чувствительности показателей энергоэффективности к изменению условий эксплуатации для распределённой и централизованной технологий компримирования, для различных типов ГПА.

Научная новизна работы. В результате выполнения диссертации разработаны:

- методика моделирования ГДХ центробежных и осевых компрессоров с использованием двухпараметрических аппроксимационных уравнений, обеспечивающая высокую точность описания ГДХ (не ниже 1-3 %) как для низко-, так и высоконапорных, одно- и многоступенчатых модификаций;

- методики оптимизации энергоэффективности компримирования газа на промысле при распределённой схеме и при многоступенчатом сжатии с промежуточным охлаждением на ДКС исходя из минимума расхода топливного газа при заданных давлениях нагнетания ДКС и на устье скважин.

Обоснованы показатель чувствительности энергоэффективности к изменению условий эксплуатации и необходимость его оценки на этапе проектирования технологии компримирования в составе промысла.

Впервые проведен сравнительный анализ распределённой и централизованной схем компримирования на промысле для вариантов оснащения ГПА различными типами компрессорных машин (винтовые, поршневые, осевые и центробежные компрессоры) и приводов (поршневые и газотурбинные двигатели) по критерию чувствительности энергоэффективности к отклонению фактических показателей эксплуатации от проектных. На основе полученных данных определена область рационального применения осевых компрессоров, схемы распределённого компримирования.

Практическая ценность работы. Результаты работы использованы при разработке проекта реконструкции ДКС Вуктыльского газопромыслового Управления, специальных технических условий на проектирование, строительство и эксплуатацию объектов добычи и подготовки газа и газового конденсата Чаяндинского НГКМ.

Разработанные методики и результаты работы целесообразно использовать в производственных и проектных организациях при разработке программ энергосбережения и повышения энергоэффективности компримирования газа на промысловых объектах ОАО «Газпром», в том числе на морских добычных объектах.

Апробация работы. Основные результаты исследований были представлены на II и III Научно-практической молодежной конференции «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2010 г., 2011г.), Всероссийской научно-технической конференции молодых ученых и специалистов «Новые решения и технологии в газотурбостроении», ЦИАМ, Москва, 2010 г.

Работа «Технологическое развитие дожимного комплекса месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки на примере дожимной компрессорной станции Вуктыльского ГПУ», содержащая результаты настоящего исследования, удостоена диплома победителя во всероссийском конкурсе на лучшую молодёжную научно-техническую разработку по проблемам топливно-энергетического комплекса ТЭК-2010.

По теме диссертации опубликовано 7 работ, из них 3 в ведущих рецензируемых научных журналах, определённых Минобрнауки РФ.

На защищиту выносятся следующие положения:

1. Методика моделирования ГДХ с использованием двухпараметрических аппроксимационных уравнений, позволяющая с высокой точностью (1-3 %) описывать ГДХ низко- и высоконапорных модификаций осевых и центробежных компрессоров, как одно-, так и многоступенчатых конструкций;

2. Обоснование показателя чувствительности энергоэффективности компримирования газа к изменению показателей эксплуатации для сравнения различных вариантов технологии компримирования на промысле;

3. Методики оптимизации энергоэффективности распределённой схемы компримирования на промысле и многоступенчатых схем сжатия газа с промежуточным охлаждением на ДКС;

4. Обоснование областей применения распределённой схемы компримирования и осевых компрессоров, исходя из условия получения энергосберегающего эффекта при неравномерности показателей эксплуатации основного оборудования и их отклонения от проектных значений.

Заключение диссертации по теме «Машины, агрегаты и процессы (по отраслям)», Воронцов, Михаил Александрович

Заключение и выводы

В данной работе проведено исследование чувствительности показателей энергоэффективности технологии компримирования к изменению показателей эксплуатации основного оборудования: компрессоров природного газа и приводных двигателей.

В качестве показателей энергоэффективности рассматривались удельные мощность (Щд, МВт/(млн .м3/сут)) и расход топливного газа (qfг > тыс м3/млн.м3) на единицу скомпримированного газа (млн.м3).

На основынии результататов, полученных при выполнении работы сформулированы следующие основные выводы и рекомендации:

1. Анализ фактических режимов работы ДКС Уренгойского и Ямбургского НГКМ за период 2006-2009 гг. показал, что компрессорное оборудование на промысле работает в условиях неравномерности показателей эксплуатации: отклонение производительности от среднего значения может достигать 28,4-37,8 %. При этом снижение входного давления относительно проектных значений достигает 15,0 %. Поэтому необходимо:

- на этапе проектирования технологии компримирования газа в составе технологической системы промысла проводить оценку чувствительности показателей энергоэффективности к возможным изменениям условий эксплуатации: термобарических параметров в начале и в конце процесса сжатия, компонентного состава газа, изменение КПД агрегатов из-за снижения технического состояния и отклонения рабочего режима от проектного;

- для дальнейшего повышения энергоэффективности компримирования газа на промысле использовать схемы с более гибким регулированием по сравнению с централизованной схемой и газоперекачивающее оборудование с более пологими КПД-характеристиками, чем у существующих ГТУ и ЦБК.

2. Разработана методика количественной оценки влияния показателей эксплуатации ГПА на энергоэффективность их работы с использованием метода малых отклонений. Погрешность расчёта изменения расхода ТГ ( ) не превышает 1,0 % при изменении входного давления (5РН) от базового значения в диапазоне минус 15,0 % < 5РН < 7,0 % и мощности «на валу» привода (8Ые) до ±20,0 %.

3. Разработана методика моделирования ГДХ центробежных и осевых компрессоров с использованием двухпараметрических аппроксимационных уравнений, которая обеспечивает высокую точность описания поля характеристики (1,0-3,0%) для низко- и высоконапорных, одно- и многоступенчатых конструкций.

4. Проведено ранжирование показателей эксплуатации ГПА по степени влияния на энергоэффективность, исходя из значений соответствующих коэффициентов влияния. Установлено, что степень влияния определяется режимом работы оборудования - коэффициенты влияния параметров внешней среды и мощности на валу привода зависят от загрузки номинальной мощности, а технологических параметров от степени сжатия (отношения давления) газового компрессора. При этом большее влияние на удельный расход топливного газа оказывает величина удельной мощности (для ГТУ = 0,65-0,92 и

К^уу« ~ 1,0 для поршневого двигателя), которая в основном определяется технологическими параметрами: КмУд ^ = минус 1,0-минус 1,1; кму»Тн = 1,6-1,0; Кр* = минус 3,3 - минус 1,0.

Р*е >•» Я

Поэтому для повышения энергоэффективности работы систем компримирования в условиях неравномерности показателей режимов работы необходимо проведение комплексной оптимизации промысловой технологической системы «Устье-ГСС-ДКС-вход в УКПГ» (в перспективе и «Устье-ГСС-ДКС-УКПГ-ГКС»),

5. Для количественной оценки чувствительности энергоэффективности предложен показатель = <д^0 (1 + с*^), где - значения расхода ТГ на базовом и нерасчётном режимах соответственно.

6. В результате проведения сравнительного анализа различных вариантов оснащения ГПА, распределённой и централизованной схем компримирования, определено, что для повышения энергоэффективности целесообразно применение:

- поршневого привода и объёмных компрессорных машин при потребности в ГПА единичной мощностью 4,0-5,0 МВт;

- осевого газового компрессора при уровне производительности одного ГПА 25-30 млн.м3/сут и более при степенях сжатия до 2,2 (е < 2,2), в условиях относительно стабильного режима работы (колебания по производительности и напорности ± 5 %). При б > 2,2 ОК целесообразно применять только при постоянном режиме работы: на головных КС и линейных КС МГ большой протяжённости, в технологических схемах с постоянными параметрами работы, например в процессах сжижения газа;

- распределённого компримирования при г > 7,0-8,0 ( г - отношение давлений на выходе ДКС/вход в УКПГ к минимальному давлению на устье).

7. Для снижения удельного расхода топливного газа необходимо:

- в случае многоступенчатого сжатия обеспечить эффективную загрузку номинальной мощности привода (не менее 0,8) при увеличении количества ступеней. Оптимальное количество ступеней равно четырем при ег = 10-25 и Щ™ = 16,0-25,0 МВт, и трём при ^ <20 и Ы™ <16,0 МВт. Потенциал снижения расхода ТГ составляет 10,0-15,0 %, большие значения соответствуют вариантам с использованием ГПА большей единичной мощности;

- при распределённом компримировании - использовать поршневой привод для оснащения устьевых компрессорных установок. Потенциал снижения расхода ТГ увеличивается с ростом напорности устьевых КУ: при г = 10 и т]е =0,36-0,38 составляет 3,0-10,0 % при изменении бку от 1,4 до 3,0.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Воронцов, Михаил Александрович, 2012 год

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

2. Современное состояние и перспективное развитие направлений энергосбережения в транспорте газа, А.Г. Ишков, Г.А. Хворов, М.В. Юмашев, Е.В. Юров, JI.K. Ешич// Газовая промышленность 2003. - №2. -2010, №10, С. 41-42.

3. Концепция энергосбережения в ОАО «Газпром» в 2011-2020 гг. -Электронный ресурс.

4. Щуровский В. А. Состояние и перспективы применения газотурбинных и компрессорных технологий// Газовая промышленность 2003. - №2. - С. 41-42.

5. Седых А.Д. История развития газовой промышленности. 2-е изд., доп и перераб. -М.: ООО «ИРЦ Газпром»; 2008. -с. 347.

6. Газоперекачивающие агрегаты нового поколения В.В. Огнев, В.А. Щуровский, С.Ю. Сальников, Р.В. Шинтяпин, Ю.Н. Синицын, А.В. Черёмин // Мегапаскаль, № 1, 2008 г. С.30-31.

7. Щуровский В.А. Выбор энергопривода для компрессорных станций магистральных газопрововдов, // Газовая промышленность 2005 - №11 - С. 23-26.

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

9. Седых А.Д. Развитие и опыт эксплуатации компрессорной техники в газовой промышленности // Труды пятого международного симпозиума «Потребители-производители компрессоров и компрессорного оборудования-1999». СПб. 1999. - С. 16-18.

10. Interstate Natural Gas Pipeline Efficiency, Interstate Natural Gas Association of America Washington, D.C.

11. Синицын C.H., Барцев И.В. Влияние дожимной компрессорной станции на оптимальные параметры газопровода // Газовая промышленность 1966 - №9.

12. Дожимные компрессорные станции с центробежными нагнетателями природного газа / С.Н. Синицын, И.В. Барцев, Т.Т. Пятахина. М.: Сер. Транспорт и хранение газа: Обзор, информ. ВНИИЭгазпром; вып. 1, 1998 с. 33.

13. Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа / З.Т. Галлиулин, Е.В. Леонтьев М.: Недра, 1991. -272 с.

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

15. Щуровский В.А. Развитие энергопривода для компрессорных станций газовой промышленности (Краткий исторический очерк), М. изд-во ВНИИГАЗ,2008. 29 с.

16. Развитие технологии транспорта газа с применением центробежных компрессоров/ И. В. Барцев, В. И. Музалевский, Т. Т. Пятахина, М. Г. Требина // Наука о природном газе. Настоящее и будущее: Сб. науч. тр. М.: изд-во ВНИИГАЗ, 1998.-435 с.

17. Оценка эффективности работы систем компримирования компрессорных станций/ А.Ф. Калинин, В.В. Кичатов, А.Ю. Торопов // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина,2009.-№4 (257) октябрь-декабрь -С. 85-95.

18. Сопоставление различных видов энергоприводов к центробежным нагнетателям на КС МГ/ Б.П. Поршаков, P.M. Бикчентай, И.А. Стрельцов // Газовая промышленность -1966. №11 - С. 50-56.

19. Васильев Ю.Н. Повышение эффективности эксплуатации компрессорных станций / Васильев Ю.Н., Смерека Б.М. М., «Недра», 1981, 240 с.

20. Казаченко А.Н. Энергетика трубопроводного транспорта/ А.Н. Казаченко, В.И. Никишин, Б.П. Поршаков М. Нефть и газ, 2001. - 398 с.

21. Динков В.А. Повышение эффективности использования газа на компрессорных станциях/ В.А. Динков, А.И. Гриценко, Ю.Н. Васильев, П.М. Мужиловский М.: Недра, 1981. - 296 с.

22. Пути экономии энергоресурсов на компрессорных станциях / В.Н. Лузянин, И.Е. Староста, B.C. Страниц // Газовая промышленность -1981 №4-С. 46-47.

23. Арский А.К., Волчкова М.Н., Галиулин З.Т. и др. Экономические интервалы применения газоперекачивающих агрегатов различного типоразмера, «ВНИИЭгазпром», 1971.

24. Генкин К.И. Технический уровень отечественных газоперекачивающих агрегатов и мероприятия по его повышению// Научно-технический обзор, М.: Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов, 1965. с.23.

25. В. А. Резниченко, Ю.Ф. Комлык Состояние и перспективы развития ГПА с авиационным приводом// Газовая промышленность 1978 - №8 -С. 17-19.

26. Осередько Ю.С., Курочкин В.Ф. Комбинированный энергопривод компрессорных станций // Газовая промышленность 1988 - №1 - С. 38-40.

27. Смирнов В.А. К проблеме выбора оптимальной единичной мощности газоперекачивающих агрегатов при транспорте больших потоков газа / Экономика, организация и управление в газовой промышленности, М.,1969 №2.

28. А. с. СССР, F 02 С 1/02. Газоперекачивающий агрегат/ A.M. Люлька, А.И. Гриценко, Ю.Н. Васильев, Л.С. Золотаревский, К.Г. Евграфов, Е.А. Сатановский, A.A. Столяров (СССР). №1160081; Заявлено: 09.06.83; Опубликовано: 07.06.85, Бюл. № 21.

29. Использование регулируемого электропривода в транспорте газа / A.A. Челазнов, A.A. Герасенков, Н.В. Даки, С.Н. Великий // Газовая промышленность 2005 - № 11 - С. 27-28.

30. Характеристики поршневых газоперекачивающих агрегатов при работе на метановых газах различного состава./ Б.М. Смерека, П.П. Тюрин, Ю.Н. Васильев, А.И. Демченко, И.М. Коклин М. ВНИИгазпром, 1977, №1 - С. 14-19.

31. Влияние загрязнений на работу осевых компрессоров ГТУ / А.П. Тарабрин, В.А. Щуровский, А.И. Бодров // Газовая промышленность 1995 - №7 -С.30-31.

32. Щуровский В.А., Левыкин А.П. Загрязнение и очистка проточных частей осевых компрессоров газотурбинных установок // Сер. Транспорт и хранение газа: Обзор, информ. ВНИИЭгазпром; вып. 11 , М. 1986 28 с.

33. Жемионис Б. Б. Оперативный контроль за расходом ТЭР компрессорных цехов// Газовая промышленность 1988 - №3/4 - С. 45-48.

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

35. Галиуллин З.Т., Цегельников JI.C. Определение эксплуатационных показателей газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях // Научно-технический обзор, Серия: Транспорт и хранение газа, М, 1977 60 с.

36. Управление нагнетательной компрессорной станцией / В.И. Истомин, A.B. Огородник, В.Ф. Кортунова // Газовая промышленность 1991 - №4 -С. 22-24.

37. Оптимизация режимов работы газотранспортных систем в условиях падающего энергопотребления / А. И. Гриценко, 3. Т. Галлиулин, А. Ф. Комягин // Наука о природном газе. Настоящее и будущее: Сб. науч. тр. М.: изд-во ВНИИГАЗ, 1998 - 435 с - с.402.

38. Джигит Г.А. Оптимизация режимов работы компрессорных станций // Газовая промышленность 1974 - №5 - С.22-25.

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

40. Кичатов В. В., Воронцов М. А. Оптимизация режимов работы ГПА в составе КС с учётом неопределённости исходных данных // Территория нефтегаз №6 (июнь) 2012 - С.102-107.

41. Кичатов В. В. Особенности оптимизации режимов работы газоперекачивающих агрегатов в системах компримирования компрессорных станций // Территория нефтегаз №5 (май) 2012 - С.77-81.

42. Коклин И.М., Кравцов А.Г. Усовершенствование систем охлаждения КС, оборудованных ГМК // Экспресс-информация. Сер.: Транспорт и хранение газа-М., ВНИИЭгазпром, 1983 №2 - С. 1-6.

43. Васильев Ю.Н. Системы охлаждения компрессорных и нефтеперекачивающих станций / Ю.Н. Васильев, Г.А Марголин.- М., Недра, 1977 с.222.

44. Васильев Ю.Н. Системы охлаждения компрессорных и нефтеперекачивающих станций/ Ю.Н. Васильев, Г.А. Марголин М., «Недра», 1977-222 с.

45. СТО Газпром 2-1.20-122-2007 «Методика проведения энергоаудита компрессорной станции, компрессорных цехов с газотурбинными и электроприводными газоперекачивающими агрегатами».

46. СТО Газпром 2-3.5-113 «Методика оценки энергоэффективности газотранспортных обектов и систем».

47. СТО Газпром 2-1.20-114-2007 «Методика энергоаудита газотранспортных систем».

48. СТО Газпром 3.0-2006 «Система норм и нормативов расхода ресурсов, использования оборудования и формирования производственных запасов ОАО «Газпром».

49. СТО Газпром 2-1.20-535-2011 «Целевые показатели энергоэффективности работы дочерних обществ ОАО «Газпром» по добыче, транспортировке, подземному хранению, переработке и распределению газа».

50. Барцев И. В. Исследование технологических параметров компрессорных станций с центробежными нагнетателями природного газа: Дис. на соискание учёной степени канд. техн. наук: 05.15.07, Москва, 1978 с.156.

51. Научно-техническая политика ОАО «Газпром» в области газоперекачивающей техники», утверждённая Председателем Правления ОАО «Газпром» 20 декабря 2009 г.

52. Пат. РФ 2106537 С1, МПК 6 F04D25/00, Модуль нагнетательный / В.В.Огнев, С.Е. Василенко, В.И. Образцов, А.И. Гительман (Россия) № 95118819/06; Заявлено: 31.10.1995; Опубликовано: 10.03.1998.

53. Воронцов М.А., Козлов С.И. О возможности применения осевых газовых компрессоров в газотранспортной системе ОАО «Газпром» // Газовая промышленность 2012. - №4 - С. 40-44.

54. Воронцов М.А., Козлов С.И. Проблемы применения осевых газовых компрессоров в газотранспортной системе ОАО «Газпром» // Газотурбинные технологии №6 - 2010 - С.10-14.

55. Мегапроект «Ямал-Европа», Б.В. Будзуляк, С.А. Дзюба, В.А. Щуровский №6 // Газотурбинные технологии/ июль-август, 2007 С. 2-7.

56. Завальный П.Н. Оптимизация совместной работы системы «ГАЗОПРОВОД-НАГНЕТАТЕЛЬ-ГТУ» // Газовая промышленность 2001 - №3 -С. 34-35.

57. Бурд В. Е. Энергоэффективность и защита атмосферы: критерии комплексного подхода // Газовая промышленность -2011-№1-С. 14-18.

58. Ярунина H.H. Оптимизация термодинамических параметров в теплотехническом процессе компримирования газа: Автореф. дис. на соискание учёной степени канд. техн. наук: 05.14.04 Иваново, 2009 - с.24.

59. Чурикова М.М. Эффективность использования газоперекачивающих агрегатов различной единичной мощности на магистральных газопроводах:

60. Автореф. дис. на соискание учёной степени канд. техн. наук: 25.00.19 Москва, 2009 - с.23.

61. Завальный П.Н. Повышение эффективности использования центробежных нагнетателей с газотурбинными установками в газотранспортных системах: Дис. на соискание учёной степени канд. техн. наук с. 05.04.12 Югорск; Екатеринбург 1998 - с. 163.

62. Микаэлян Э.А. Оптимизация режимов работы газоперекачивающих КС газопроводов// Газовая промышленность 2007 - №8 - С. 86-88.

63. Оптимизация режимов участка магистрального газопровода/ В.Ф. Черников, С.А. Джамирзе, А.Г. Ишков, И.А. Яценко, В.Г. Крайнов, П.А. Шомов,

64. B.П. Пенышев// Газовая промышленность 2010. - №9 - С. 42-44.

65. Экономический подход к охлаждению природного газа на КС МГ/ Алимов C.B., Зайцев Е.Г., Кубаров C.B. // Газовая промышленность 2009 - №3.1. C. 46-47.

66. Методы оценки эксплуатационных затрат газотурбинных ГПА в инвестиционных проектах/ А. Василенко, Ю.Н Синицын, В.А. Щуровский // Газотурбинные технологии 2002 -март-апрель - С. 34-36.

67. Новые технические решения при создании КС «Шагырлы-Шомышты» в Казахстане / Н.К. Аманжаров, B.C. Королев, В. Кравец, В.П. Парафейник, A.B. Смирнов, В.М. Татаринов // Газотурбинные технологии 2008. - №5 - С. 16-22., ' , ну (Î ».1. I ' '

68. Optimum gas compressor selection and design to maximize Brent production Thomas Nikolaus Schneider, CEng MIMechE Shell EPE, Brownfield Project Engineering Riccardo Brogelli GE Oil & Gas Nuovo Pignone, Compressor Design, Oil&Gas journal/ oct. 9, 2006.

69. Козлов В.Г. Опыт проектирования дожимных компрессорных станций // Газовая промышленность 1976 - №9 - С.5-7.

70. Дожимные компрессорные станции с центробежными нагнетателями природного газа/ С. Н. Синицын, И.В. Барцев, Т. Т. Пятахина// ВНИИЭГазпром, Сер. Транспорт и хранение газа: Обзор, информ. вып. 6М - 1982 - 33с.

71. На Вынгапуре прошли испытания мобильной компрессорной установки// Ноябрьский газовик 2011 №7 - с. 4.

72. Биттнер Э., Смерека Б. М. Применение поршневых компрессоров на дожимных КС // Компрессорная техника и пневматика -№8 2011. - С.2-9.

73. Использование винтовых компрессоров на промысловых ДКС/ В.И. Царегородцев, А.И. Ширковский // Газовая промышленность 1981 - №11 -С. 34-35.

74. Исследование работы ДКС при разработке газовых и газоконденсатных месторождений/ П.А. Морозов, И.С. Тышляр // Газовая промышленность 1976 г -№1/2-С. 49-51.

75. A.B. Калинкин, Д.В. Люгай, Ф.Р. Билалов. Реализация основных положений Концепции разработки месторождений углеводородов на завершающей стадии/Газовая промышленность №4, 2012,С. 20-21.

76. Развитие отечественного винтового компрессоростроения. Вехи и достижения А. П. Еранов, Ю. А. Паранин, И. Г. Хисамеев // Компрессорная техника и пневматика № 5 - 2008 - С. 8-12.

77. Сакун И.А. «Винтовые компрессоры» Машиностроение, 1970 - 400 с.

78. Porter J. Gas turbine drive for reciprocating compressors.-Diesel and gas turbine progress, 1969,v.35,#12,pp.46-47.

79. Martin Urban, Hubert Andree "Gas Turbine Driven Recip Compressors for a Natural Gas Storage Plant" ASME Paper 88-GT-322, 1988.

80. Rob Wilson "TransCanada Pipelines Calls on Enerflex Manufacturing for Higher Horsepower "Transfer" Compressor", CompressorTech, July-August 1997, p.108-110.

81. Dipl.-Ing. Klaus Lelgmann (MAN Turbo) Process-gas screw compressors (dry type) compared with reciprocating -, oil flooded screw- and centrifugal compressors.

82. Петунихин А. Ю. Повышение эффективности работы газоперекачивающего и технологического оборудования газодобывающих предприятий: Автореф. дис. на соискание учёной степени канд. техн. наук: 25.00.19-Уфа, 2005 -с.23.

83. Оптимальные параметры однониточных газопроводов/ В.О. Вассерман, В.И. Пастернак, Г.С. Степенская, И .Я. Фурман // Научно-технический обзор, Серия: Транспорт и хранение газа, М, 1973.

84. Винарский М.С., Лурье М.В. Планирование эксперимента в технологических исследованиях. М: «Техника», 1975. - 168 с.

85. Джонсон Н., Лион Ф. Статистика и планирование эксперимента в технике и науке. Методы обработки данных: пер. с англ. М.: Мир, 1980 -511 с.

86. Рыков В.В., Иткин В.Ю. Математическая статистика и планирование эксперимента М.: Российский государственный ун-т нефти и газа им. И. М. Губкина, 2008 - 210 с.

87. СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия.

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

89. СТО Газпром 2-1.120-122-2007 Методика проведения энергоаудита компрессорной станции, компрессорных цехов с газотурбинными и электроприводными ГПА.

90. СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования.

91. ПР 51-31323949-99. Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчётов при испытании газоперекачивающих агрегатов М.: ВНИИГАЗ, 1999.

92. Рис В.Ф. Центробежные компрессорные машины. 3-е изд., перераб. И доп. - Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние - 1981 - 351 с. ил.

93. Кампсти H. Аэродинамика компрессоров: Пер. с англ. М.: Мир, 2000 -688 с.

94. Рис В.Ф. Критерии экономичности центробежных и осевых компрессоров // Энергомашиностроение №6 - 1982 - С. 18-19.

95. Ванштейда В.А. Дизели / H.H. Иванченко, JI.K. Коллерова: Справочник Изд. 3-е переработанное и дополненное 1977. - 480 с, ил.

96. Al-Anazi B.D., AlQuraishi A.A. New correlation for Z-Factor using genetic programming technique SPE-2010 128878.

97. Анализ методик определения термодинамических свойств природного газа при высоких давлениях / З.Т. Галиуллин, H.A. Зыков, И.В.Трегуб//., Труды ВНИИГАЗ 2008.

98. Рид.Р. и др. Свойства газов и жидкостей: Мправочное пособие: пер. с англ., 3-е изд 1982.

99. Шульц Дж. Политропический анализ центробежного компрессора // Энергетические машины и установки. Тр. Амер.о-ва инженеров-механиков. 1962. Т. 84,-№1-С. 87-100.

100. Баренбойм А.Б. Малорасходные фреоновые турбокомпрессоры: М. Машиностроение, 1974. с.224.

101. Чистяков Ф.М. Холодильные турбоагрегаты: М. Машиностроение, 1966-288 с.

102. Дэн Г.Н. Проектирование проточной части центробежных компрессоров: Термогазодинамические расчёты. JI: Машиностроение. Ленингр. отделение - 1980 - 232 е., ил.

103. Шерстюк А.Н. Компрессоры. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1959 с. 191.

104. Влияние параметров природного газа на характеристики центробежных нагнетателей, Синицын С.Н., Барцев И.В., Леонтьев Е.В., Труды ВНИИГАЗ, выпуск 29- 1967-е. 253.

105. Моделирование компрессорных станций магистральных газопроводов, Ю.Г. Лапшин, Г.Ф. Меланифиди, З.Т. Галиуллин, В. Д. Гусак, Научно-технический обзор, М.:, 1976.

106. Амосов A.A., Дубинский Ю.А., Копчёнова Н.В., Вычислительные методы для инженеров: Учебное пособие. 2-е изд., доп. - М.: Издательство МЭИ, 2003.-596 е., ил.

107. Автоматиация процессов газовой промышленности/ М.А. Балавин, С.П. Продовиков, А.З. Шайхутдинов, О.В. Назаров, В.Б. Яковлев, Евдокимов Я.А., Зотов Н.С., Кораблёв Ю.А. СПб., Наука, 2003.

108. Козлов С.И., Погодин С.И. Аналитический способ задания характеристик компрессоров и турбин комбинированных двигателей // Двигателестроение №4- 1982.

109. СТО Газпром 2-3.5-138-2007 Типовые технические требования к ГПА и их системам.

110. Каталог газодинамических характеристик М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004.

111. Центробежные компрессорные машины и турбины для их привода. Отраслевой каталог/НИИинформэнергомаш. М. 1982 - с.234.

112. Р Газпром 2-3.5-438-2010 Расчет теплотехнических, газодинамических и экологических параметров газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах.

113. Осевые компрессоры на Невском Заводе (часть 4)// Компрессорная техника и пневматика №6, 2009, С. 18-23.

114. Бекнев В. С. Расчёт осевого компрессора: Методические указания по курсовому и дипломному проектированию. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана 1999.-е. 79.

115. Черкез А.Я. Инженерные расчёты газотурбинных двигателей методом малых отклонений М.: Машиностроение, 1965. - 356 с.:ил.

116. Щуровский В.А. Определение характеристик газотурбинной установки методом малых отклонений // Газовая промышленность 1969 - №11 - С. 20-24.

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

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

119. Влияние газодинамических характеристик на эффективность применения высоконапорных центробежных компрессоров / Сальников С.Ю., Шинтяпин Р.В., Воронцов М.А. // Компрессорная техника и пневматика, 2009 №3 - С. 33-35.

120. К пересчёту газодинамических характеристик многоступенчатой проточной части ЦКМ на иные условия работы/ C.JI. Шамеко, А.Н. Любимов, Е.В. Гаман// Компрессорная техника и пневматика, 2010- №3 С. 28-31.

121. Обзор докладов по газотурбинному наддуву на конгрессе CIMAC 2007, Г.Е. Ципленкин, P.C. Дейч, В.И. Иовлев, A.A. Коженокв, Двигателестроение -2008 №4 (234).

122. Изменение состава газа истощающихся месторождений/ М.А. Пешкин, М.Ю. Славская, P.M. Тер-Саркисов // Газовая промышленность -1984 №3 - С.

123. Э. Г. Братута, А.Н. Ганжа, Н.А. Марченко «Многопараметрическая оптимизация воздухоохладителей компрессорных установок». // Технические газы 2009 - №3- С.30-34.

124. Эккерт Б. Осевые и центробежные компрессоры. Машгиз, 1959 г.30.31vi | . М