Энергосбережение на компрессорных станциях за счет использования методов параметрической диагностики газоперекачивающих агрегатов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, доктор технических наук Вертепов, Андрей Григорьевич

• Вертепов, Андрей Григорьевич
• доктор технических наук
• 2013

Оглавление диссертации доктор технических наук Вертепов, Андрей Григорьевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Глава 1 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ

МЕТОДОВ ДИАГНОСТИКИ ГПА

1.1 Роль и задачи энергосбережения при трубопроводном транспорте природного газа

1.2 Основные положения и роль параметрической диагностики

в обеспечении эффективной эксплуатации и энергосбережения на различных этапах жизненного цикла ГПА

1.3 Задачи диагностирования на этапах жизненного цикла ГПА

1.3.1 Задачи параметрического диагностирования

1.3.2 Общие требования к системе параметрического диагностирования

ГПА

Основные результаты и выводы по главе 1

Глава 2 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ЗА СЧЁТ

ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТОДОВ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ГПА

2.1 Предпроектное прогнозирование показателей ГТУ с использованием метода корреляционно-статистического анализа

2.2 Энергосбережение при использовании вновь создаваемых

и реконструируемых газотурбинных ГПА обычной компоновки

2.3 Использование ГПА новой компоновки для обеспечения

энергосбережения

Основные результаты и выводы по главе 2

Глава 3 ПАРАМЕТРИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГТУ

В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

3.1 Краткий анализ существующих расчётных методов

определения выходных показателей газотурбинного привода

3.2 Прямой метод определения мощности газотурбинного привода

с помощью измерителя крутящего момента (ИКМ)

3.3 Метод определения выходных показателей ГТУ на основе решения систем линеаризованных уравнений рабочего процесса

3.3.1 Тепловой расчёт ГТУ

3.3.2 Формирование системы уравнений рабочего процесса ГТУ

3.3.3 Решение системы линеаризованных уравнений - получение коэффициентов взаимного влияния

3.3.4 Тестирование коэффициентов взаимного влияния на соответствие

параметрам цикла ГТУ

3.3.5 Построение алгоритма определения выходных показателей ГТУ

3.3.6 Определение коэффициента технического состояния ГТУ

с использованием измерителя крутящего момента

3.3.7 Априорный расчёт показателей ГТУ

3.3.8 Контроль адекватности получаемых результатов

3.4 Сравнительная характеристика методов определения выходных показателей газотурбинного привода применительно

к условиям эксплуатации

Основные результаты и выводы по главе 3

Глава 4 ПАРАМЕТРИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ

ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ЦБН И РАСЧЁТ ФАКТИЧЕСКИХ ГАЗОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК

4.1 Существующие способы контроля газодинамических характеристик ЦБН

4.2 Получение фактических газодинамических характеристик ЦБН

с использованием метода критериальных параметров

4.3 Расчёт и анализ фактических характеристик ЦБН

4.4 Калибровка газодинамических характеристик ЦБН

Основные результаты и выводы по главе 4

Глава 5 ПРЕДРЕМОНТНОЕ ПОУЗЛОВОЕ ПАРАМЕТРИЧЕСКОЕ

ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ГТУ

5.1 Назначение поузлового диагностирования ГТУ

5.2 Метод последовательного газодинамического расчёта

5.3 Метод линейных диагностических матриц

5.4 Сравнительная характеристика методов последовательного газодинамического расчёта и линейных диагностических матриц

при определении технического состояния узлов ГТУ

Основные результаты и выводы по главе 5

Глава 6 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ЗА СЧЁТ

ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ГПА КС

6.1 Обзор работ в области оптимизации режимов работы ГПА

6.2 Этапы обеспечения расчётов компримирования

6.2.1 Распределение потока газа из многониточной трубопроводной системы по цехам КС

6.2.2 Расчёт действительного расхода газа, компримируемого КЦ

и КС

6.3 Обеспечение расчётов режимов компримирования КЦ с газотурбинным приводом при параллельном соединении ЦБН, с выбором оптимального варианта загрузки

6.3.1 Определение количества рабочих ГПА

6.3.2 Определение граничных значений характеристик ЦБН

6.3.3 Назначение начального объёмного расхода через ЦБН

6.3.4 Алгоритм расчёта процесса компримирования и выбора оптимального варианта загрузки 11 НА КЦ

при параллельном соединении ЦБН

6.3.5 Влияние технического состояния ГПА на затраты

топливного газа при параллельном соединении ЦБН

6.4 Обеспечение расчётов режимов компримирования КЦ

с газотурбинным приводом при последовательно-параллельном соединении ЦБН, с выбором оптимального варианта

загрузки

6.4.1 Алгоритм расчёта процесса компримирования и выбора оптимального варианта загрузки ГТОА КЦ

при последовательно-параллельном соединении ЦБН

6.4.2. Влияние технического состояния ГГПА на затраты топливного газа при последовательно-параллельном соединении ЦБН

6.5 Оптимизация режимов работы ГГПА при учёте изменения

структуры КЦ

6.6 Реализация оптимального варианта загрузки ГГПА КЦ

в эксплуатационных условиях

6.7 Обеспечение расчётов режимов компримирования КЦ с электро-

приводными ГПА при параллельном соединении ЦБН

6.7.1 Алгоритм расчёта процесса компримирования КС с ЭГПА

при параллельном соединении ЦБН

6.7.2 Влияние технического состояния ЦБН на энергетические

затраты при параллельном соединении ЦБН

6.8 Обеспечение расчётов режимов компримирования КЦ

с электроприводными ГПА при последовательно-параллельном соединении ЦБН

6.8.1 Алгоритм расчёта процесса компримирования КЦ с ЭГПА

при последовательно-параллельном соединении ЦБН

6.8.2 Влияние технического состояния ЦБН на энергетические затрат при последовательно-параллельном соединении ЦБН

6.9 Порядок реализации расчётов режимов компримирования

на многоцеховой КС с разнотипными ГПА

6.10 Реализация расчётов оптимальных режимов компримирования

уровня ГТС на МДПК «Каскад»

6.10.1 Расчёт геометрии сложных многониточных участков

6.10.2 Расчёты характеристик линейной части газопровода

6.10.3 Расчёты фактических режимов компримирования

6.10.4 Расчёты прогнозных режимов компримирования

6.11 Прогнозируемые уровни энергосбережения за счёт реализации

мероприятий по ГПА при транспортировке природного

газа

Основные результаты и выводы по главе 6

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Энергосбережение на компрессорных станциях за счет использования методов параметрической диагностики газоперекачивающих агрегатов»

ВВЕДЕНИЕ

Природный газ является важным энергетическим ресурсом XXI века. Его роль, как главного энергоносителя в теплоэнергетике и коммунальном хозяйстве, а также источника валютных поступлений в экономику страны, непрерывно возрастает. Если дополнительно учесть относительно небольшую себестоимость добычи и транспорта газа в сравнении со "старыми" традиционными видами топливного сырья (уголь, нефть), отнесённую к единице получаемой энергии, а также невозможность или неудобство его замещения другими видами топлива в ряде отраслей (химическая, промышленность стройматериалов и др.), то преимущества газа ещё более очевидны. Эти возможности обусловили быстрый темп роста газовой отрасли на рубеже 1970-1990 гг. Вместе с ростом добычи газа росла протяжённость газопроводов, увеличивалась суммарная мощность компрессорных станций (КС) и единичная мощность газоперекачивающих агрегатов (ГПА), повышалась их энергетическая эффективность.

В настоящее время Центральная и Западная Европа более чем на 25 % свои потребности в энергоресурсах обеспечивает за счёт российского газа свыше 50 % территории России и государств бывшего СССР используют в качестве основного промышленного и бытового топлива природный газ, добываемый преимущественно в северных районах Тюменской области (СРТО), Ямало-Ненецком национальном округе, а также в Туркмении, Узбекистане, Казахстане. Для расширения возможностей экспорта природного газа из России в дополнение к существующим газовым коридорам через Украину в 2002 г. завершено строительство системы газопроводов "Голубой поток" через Чёрное море в Турцию; сооружён газопровод через территорию Белоруссии и Польши в Германию; в 2011 г. начата эксплуатация газопровода "Северный поток" ("Nord stream") из России в Германию через Балтийское море. В настоящее время протяжённость газопроводов Единой системы газоснабжения (ЕСГ) составляет 168,3 тыс. км; количество установленных газоперекачивающих агрегатов всех типов - свыше 3,7 тыс.; суммарная установленная мощность - 43,9 млн. кВт [57].

С учётом развитой к 1960-м гг. технологии трубопроводного транспорта природного газа и развёрнутого предприятиями энергомашиностроения производства газоперекачивающих агрегатов основным типом привода газовых компрессоров (нагнетателей центробежного типа) стал газотурбинный -ГТПА. В значительно меньшей степени, чем газотурбинным, КС оснащались агрегатами с приводом центробежных нагнетателей (ЦБН) от электродвигателей - ЭГПА, и совсем малая доля приходится на ГПА с газовыми двигателями и компрессорами поршневого типа - ПГПА. Начиная с 1970-х гг., прирост мощностей компрессорных станций вновь строящихся и реконструируемых газопроводов осуществлялся, наряду с газотурбинными агрегатами стационарного типа, за счёт агрегатов, выполненных на базе конвертированных из авиационных и судовых газотурбинных двигателей (ГТД), которые выпускались предприятиями авиационной, судовой и химической промышленности. К настоящему времени доля газотурбинного привода в балансе установленных мощностей ГПА ОАО «Газпром» составляет 86,5 %, доля электроприводных ГПА - 13 %, и 0,5 % мощности приходится на поршневые ГПА [57].

В силу главного отличительного фактора российских газотранспортных систем (ГТС) от зарубежных - географического (большая протяжённость газопроводов от мест добычи газа до регионов интенсивного его использования), потребление газа в ОАО «Газпром» ("собственные технологические нужды" -СТН) составляет около 10 % от объёма добычи, из которых на магистральный транспорт российским и зарубежным потребителям расходуется свыше 70 % от общего объёма СТН [2]).

Принимая во внимание, что природный газ является ценным энергетическим и химическим сырьём (цена поставляемого в ЕС газа составляет, по офи-

л

циальным данным [190], $353,7/1000м ), экономические затраты на транспортировку газа, особенно на большие расстояния, весьма велики.

На протяжении последних 30-35 лет теоретические проработки и практические шаги в реализации энергосбережения при транспортировке природного газа осуществлялись в России, главным образом, в направлениях создания про-

граммных комплексов диспетчерского управления потоками газа в ЕСГ, а также повышения общего уровня эффективности газотурбинного привода парка ГПА. И если по первому направлению, благодаря развитию теоретической базы и возможностей вычислительной техники, за прошедшее время достигнуты определённые результаты - разработаны и эксплуатируются программные комплексы математического моделирования и управления газотранспортными системами, способные обеспечить управление в масштабе ЕСГ (хотя и без учёта технического состояния оборудования), то улучшение эффективности газотурбинного привода ГПА, несмотря на колоссальное (за 30 лет) повышение начальных параметров цикла, особенно для газотурбинных установок (ГТУ), конвертированных из авиационных и судовых ГТД, в целом, незначительно: максимально до.34-^42 % (по паспорту, в эксплуатации ниже) против 27-?-29 % уровня 1970-х гг. Учитывая данное превалирующее обстоятельство, а также применяемые решения по сложившейся технологии обеспечения основного процесса транспортировки газа (затраты газа на пуски/остановы ГПА, на управление запорной арматурой, на продувы пылеуловителей и др.), реально получаемая экономия топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) при транспортировке газа относительно невелика (за период 2011-2013 гг. намечаемая экономия природного газа должна составить не менее 5,4 млрд. м3 [141]).

Отсутствие, в целом, до настоящего времени реализованных на вычислительном уровне методических разработок, включающих вопросы оптимизации режимов работы газотранспортного оборудования, учёта и поддержания его технического состояния (ТС) на нормативном уровне за счёт регулярно проводимого параметрического и вибрационного диагностирования, а также обоснованного ремонтно-технического обслуживания и др., снижает эффективность мероприятий по энергосбережению при транспортировке газа, ведёт к перерасходу материальных, энергетических и трудовых ресурсов.

Применение в широких масштабах эффективных, ориентированных на использование вычислительной техники, методов непрерывного объективного контроля технического состояния газотранспортного оборудования и обеспече-

ния его в условиях эксплуатации на нормативном уровне за счёт проведения своевременного диагностического обслуживания, оптимального управления режимами на уровне "компрессорный цех (КЦ) - КС - ГТС", внедрение новых потенциально возможных решений в направлении совершенствования основного оборудования позволит улучшить показатели транспортировки газа и обеспечить действенное выполнение энергосберегающей политики.

В соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от 23.11.2009 г. № 261-ФЗ "Энергосбережение - реализация организационных, правовых, технических, экономических и иных мер, направленных на уменьшение объёма используемых энергетических ресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования".

В целом, энергосбережение ТЭР при транспортировке природного газа — многоплановая задача. В диссертации отражены некоторые разработанные решения, касающиеся реализации параметрического диагностирования (ПД) и оптимального управления ГПА в условиях эксплуатации компрессорных станций. За счёт применения этих решений для эксплуатируемых в настоящее время систем контроля и управления а также проработок по энергоприводу ГПА новой компоновки возможно реально обеспечить качественное улучшение энергосбережения при транспортировке газа в настоящее время и в перспективе.

Целью работы является сокращение топливно-энергетических ресурсов при эксплуатации газоперекачивающих агрегатов на КС магистральных газопроводов (МГ) за счёт использования методов параметрической диагностики на всех этапах жизненного цикла ГПА.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи:

• разработана методология применения методов параметрической диагностики ГПА для энергосбережения при транспортировке природного газа на различных этапах жизненного цикла МГ;

• с использованием корреляционно-статистического анализа параметров цикла газотурбинной установки (ГТУ) показано исчерпание возможностей дальнейшего существенного повышения эффективного коэффициента полезного действия (КПД) ГТУ простого цикла (ГТУ-ПЦ);

• предложена альтернативная компоновка энергопривода центробежных нагнетателей (ЦБН), позволяющая сократить затраты топливного газа;

• разработан построенный на едином математическом принципе, унифицированный метод определения выходных показателей ГТУ ("линейный", "экспресс-метод") на основе использования зависимостей из решения систем линеаризованных уравнений протекающих рабочих процессов, обеспечивающий возможность оперативных расчетов по всему парку эксплуатируемых и вновь вводимых газотурбинных ГПА (ГГПА) ОАО «Газпром», а также в составе создаваемых систем автоматического диагностирования и оптимального управления ГПА КС;

• предложено распределение типов ГТУ парка ОАО «Газпром» по 4-м группам, что обеспечивает возможность расчета выходных показателей по всем типам газотурбинных установок 4-мя унифицированными математическими алгоритмами;

• разработан метод поузлового параметрического диагностирования ГТУ стационарного типа, позволяющий контролировать в процессе эксплуатации ГПА состояние основных узлов газо-воздушного тракта установки;

• разработаны модель и алгоритм определения показателей технического состояния проточной части центробежного нагнетателя и расчета фактических газодинамических характеристик, что позволяет контролировать в процессе эксплуатации техническое состояние ЦБН, а также обеспечить адекватные расчеты режимов компримирования газа;

. » ' f <

• разработаны модели и алгоритмы расчетов режимов компримирования на уровне компрессорных цехов, оснащаемых ГПА с газотурбинным и электрическим приводом (ЭГПА), с учетом индивидуального технического состояния агрегатов, с выбором оптимального варианта загрузки, позволяющие pea-" лизовать расчеты компримирования газа на уровне КЦ и КС;

• проведена оценка влияния технического состояния ГПА на затраты ТЭР в процессе эксплуатации на КС с газотурбинным и электрическим приводом.

Научная новизна

Представленная работа является комплексным теоретическим исследованием, в которой впервые:

• разработана методология энергосбережения при транспортировке природного газа по магистральным газопроводам за счёт использования методов параметрической диагностики ГПА, обеспечения работы на оптимальных режимах загрузки;

• теоретически обосновано применение комбинированного энергопривода новой компоновки, использование которого может обеспечить кардинальное сокращение затрат топливного газа в условиях КС;

• разработаны методические принципы определения выходных показателей газотурбинных установок, унифицированные для любых по сложности конструктивных схем ГТУ и принципов регулирования;

• выведена математическая зависимость для расчётной оценки расхода топливного газа (ТГ) газотурбинной установкой без использования расходо-мерных устройств, пригодная для любых типов ГТУ, учитывающая уровень фактической мощности, техническое состояние проточной части и окружающие условия;

• сформулированы основные принципы и предложена методика поузло-вого параметрического диагностирования проточной части ГТУ;

• разработаны методы определения технического состояния проточной части ЦБН и расчёта фактических газодинамических характеристик, обеспечивающие реализацию расчётов режимов компримирования газа на уровне КЦ и КС с учётом технического состояния ГТУ и ЦБН;

• разработаны модели и алгоритмы обеспечения расчетов режимов компримирования на уровне компрессорных цехов, оснащаемых газоперекачивающими агрегатами с газотурбинным и электрическим приводом, с учетом индивидуального технического состояния агрегатов, с выбором оптимального варианта загрузки ГГПА.

Практическая ценность работы

Практическая ценность работы определяется тем, что она выполнялась, исходя из потребностей отрасли, и направлена на реализацию целого ряда отраслевых программ.

Результаты работы использованы в методических материалах по определению выходных показателей ГТУ парка ОАО «Газпром». Разработанные на едином математическом принципе методики по 27 наиболее распространённым типам ГТУ утверждены ЗАО «ДИГАЗ». Методики по части типов ГТУ вошли в СТО ГАЗПРОМ 2-2.3-250-2008 [111]. Адекватность получаемых по методикам результатов подтверждена сравнительными испытаниями по некоторым типам ГТУ с установленным измерителем крутящего момента и мощности (ИКМ). В форме программного обеспечения методики определения показателей ГТУ типа ГТК-10-4 и её модификаций, а также ГТ-750-6, ГТК-1 ОН, ГПА-Ц-6,3, ГПА-Ц-16 эксплуатируются в газотранспортных обществах «Газпром трансгаз Волгоград», «Газпром трансгаз Самара», «Газпром добыча Уренгой», АО «Интер-газ Центральная Азия» (Казахстан).

Объединённые в комплексы методики определения выходных показателей ГТУ и технического состояния ЦБН используются при обследованиях ГГПА в рамках программы ДООКС на компрессорных станциях газотранспортных обществ.

Методы поузлового параметрического диагностирования и разработанное на их основе программное обеспечение апробированы при испытаниях в 20052006 гг. газотурбинных установок типа ГТК-10-4М на КС Палласовка ООО «Газпром трансгаз Волгоград» и рекомендованы для использования в системе базового и предремонтного диагностического обслуживания ГПА.

Объединённые в системы параметрического контроля и оптимального управления (СПКУ) методики определения выходных показателей ГТУ и ЦБН совместно с моделями оптимизации загрузки ГПА включены в перечень выполняемых совместно с ОАО «Газпром автоматизация» разработок по адаптации и последующей интеграции в существующие системы автоматического управления ГПА (САУ ГПА) и системы цехового уровня (ИУС). В автономном виде СПКУ использовались при оценках эффективности проводимых работ по экономии топливно-энергетических ресурсов за счёт промывки аппаратов воздушного охлаждения газа на КС ООО «Газпром трансгаз Чайковский» и ООО «Газпром трансгаз Сургут».

Многоуровневый диалоговый программный комплекс (МДПК) "Каскад", объединяющий в своём методическом обеспечении задачи идентификации технического состояния ГПА и линейных участков ГТС, а также реализации расчётов оптимальных режимов загрузки, использовался при расчётах и оптимизации зимних и летних режимов компримирования на ГТС ООО «Газпром трансгаз Югорск». Как совместная разработка с Институтом общей энергетики HAH Украины МДПК "Каскад" передан в Информационно-вычислительный центр ДК "Укртрансгаз" HAK "Нафтогаз Украины".

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», Вертепов, Андрей Григорьевич

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Основными мероприятиями, которые могут обеспечить действенное энергосбережение на газопроводах, являются основанные на результатах параметрического диагностирования ГПА оптимизация технологических режимов компримирования, обеспечение нормативного технического состояния основного оборудования за счет технического обслуживания и ремонтов, использование новых типов высокоэкономичных ГПА, в том числе, с энергоприводом, построенным по новой компоновке рабочих блоков (ЭГТА).

2. Предложен метод расчета выходных показателей ГТУ ("линейный", "экспресс-метод") на основе результатов решения систем линеаризованных уравнений протекающих рабочих процессов, математически унифицированный для любых по сложности схем и принципам регулирования газотурбинных установок. С учетом использования метода предложено распределение парка действующих и вновь вводимых ГТУ по 4-м группам, что обеспечивает возможность оперативных расчетов выходных показателей установок по 4-м типовым математическим алгоритмам. На основе метода разработан комплекс методик по 27 типам ГТУ парка ГГПА ОАО «Газпром». Выведена расчетная зависимость расхода топливного газа от штатно контролируемых показателей газотурбинной установки с учетом загрузки агрегата, технического состояния и окружающих условий, что позволяет при обследованиях ГТПА отказаться от использования расходомерных устройств.

3. Разработан метод поузлового параметрического диагностирования проточной части ГТУ стационарного типа - "последовательного газодинамического расчёта". Метод обеспечивает определение адиабатного КПД турбин ГТУ, площадей сечений сопловых аппаратов, а также позволяет более объективно оценить влияние очистки осевого компрессора на показатели энергоэффективности установки. Определены дополнительные регламентирующие требования к диагностическим моделям при поузловом матричном диагностировании ГТУ, учет которых обеспечивает получение адекватных диагнозов по определяемым неисправностям узлов проточной части установки.

4. Предложен метод контроля технического состояния центробежного нагнетателя газа и расчета фактических газодинамических характеристик. Техническое состояние ЦБН описывается 2-мя коэффициентами: по политропному напору и по политропному КПД. Определено совместное влияние коэффициентов технического состояния ЦБН на протекание характеристики приведенной относительной внутренней мощности.

5. Обоснованы методические принципы программной реализации расчетов процесса компримирования газа на уровне компрессорных цехов, оснащаемых агрегатами с газотурбинным и электрическим приводом, при параллельном и последовательно-параллельном соединении ЦБН, с выбором оптимального варианта загрузки ГГПА. Предложено решение дополнительных технологических задач, предваряющих оптимизационные расчеты режимов компримирования: определение фактически компримируемого нагнетателями расхода газа; распределение потока газа из многониточной трубопроводной системы по цехам КС.

6. Определены уровни экономии топливного газа ГГПА за счет оптимизации загрузки для параллельного и последовательно-параллельного соединения ЦБН, без изменения и с изменением структуры КЦ, а также соотношения по затратам топливного газа на уровне КЦ в зависимости от технического состояния ГТУ и ЦБН. Для КС с ЭГПА получены соотношения по затратам электроэнергии в зависимости от технического состояния ЦБН, а также регламентирующие его уровни для условия реализации режимов компримирования.

Определены потенциальные уровни газо- и энергосбережения по основным рассмотренным мероприятиям при широкомасштабном их использовании: экономия топливного газа может составить до 47+70 % от нынешнего уровня затрат в форме топливной составляющей, в том числе по мероприятию с ЭГТА -23+46 %; по мероприятиям на ГТУ применяемой схемы — до 24 %; электроэнергии по ЭГПА - до 5 % от нынешнего уровня затрат.

7. Реализован многоуровневый диалоговый программный комплекс «Каскад», обеспечивающий выполнение оптимизационных расчетов в средах фактических и прогнозных режимов по коридорам газотранспортных систем, включающий задачи параметрического диагностирования проточных частей ГТУ и ЦБН, а также определение характеристик линейной части газопроводов.

8. Результаты представленных теоретических и экспериментальных исследований могут являться основой для практической реализации новых решений при разработке вновь создаваемых методических документов и программных комплексов по оценке показателей эффективности эксплуатации ГПА, а также для расчетов оптимальных режимов компримирования газа на уровне КС и ГТС.

298

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Вертепов, Андрей Григорьевич, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абрамович Г.Н. Прикладная газовая динамика. - М.: Наука, 1976. -С. 888.

2. Аксютин O.E. Эффективное использование природного газа для собственных нужд в ОАО «Газпром» // Газовая промышленность, 2010, № 2. -С. 68-70.

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

4. Алгоритмическое обеспечение реализации оптимальной загрузки ГПА КС / А.Г. Вертепов, Г.В. Зыбин, A.B. Покутный, И.Ч. Лещенко // Материалы IV Международной научно-технической конференции "Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами" (DISCOM-2009). - М.: ВНИИГАЗ, 2009. - С. 333-342.

5. Алиев Т.Т., Лятиев Э.Г., Ташлыков А.И. Опыт проведения тарировочных работ на конфузорных частях центробежных нагнетателей // Материалы XX тематического семинара "Диагностика оборудования и трубопроводов КС" (Светлогорск, 2003 г.). - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2003. -С. 143-151.

6. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа. — М.: ПО "Союзоргэнергогаз" - ВНИИГАЗ, 1985. - С. 85.

7. Анучин М.Г., Вронский A.B., Гагарин C.B. Комплекс моделирования "АГАТ". Модель компрессорного цеха // Материалы 1-й Международной научно-технической конференции "Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли". Москва, 2002 г. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, том 2. - С. 144-156.

8. Бальян C.B. Техническая термодинамика и тепловые двигатели. -Л.: Машиностроение, 1973. - С. 304.

9. Батенин В., Масленников В. О стратегии развития энергетики России // Газотурбинные технологии, 1999, № 3. - С. 14-20.

10. Беликов С.М. Оптимизация режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводов при совместной работе разнотипных нагнетателей // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук. - М., 1992. - С. 22.

И. Белоброва O.P. Методы диагностики центробежных нагнетателей компрессорных станций по термодинамическим параметрам на основе нелинейных моделей // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук. - М., 1991. - С. 17.

12. Берман Р.Я., Панкратов B.C. Автоматизация систем управления магистральными газопроводами. - Л.: Недра, 1978. - С. 159.

13. Бесконтактная система измерения крутящего момента/В. Пономарев, И. Рудаков, Н. Яковлев и др. // Газотурбинные технологии, 2003, № 5. - С. 34— 35.

14. Бусленко Н.П. Автоматизация имитационного моделирования сложных систем. - М.: Наука, 1977. - С. 240.

15. Бусленко Н.П. Моделирование сложных систем. - М.: Наука, 1977. -С. 400.

16. Бушуев В.В. Мониторинг ЭС-2020 и предложения по ЭС-2030// Энергетическая политика, 2006, выпуск 5. - С. 10-14.

17. Васильев Ю.Н., Вертепов А.Г. К выбору показателя надёжности КС для условий эксплуатации//Экспресс-информация Газовая промышленность. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ВНИИЭгазпром, 1986, вып. 3. -С. 11-13.

18. Васильев Ю.Н., Вертепов А.Г., Дубинский В.Г. Сравнение факторов обеспечения надёжности КС по результатам моделирования на ЭВМ // Экспресс-информация Газовая промышленность. Серия: Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ВНИИЭгазпром, 1987, выпуск 2. - С. 9-13.

19. Вертепов А.Г. Имитационное моделирование компрессорных станций при прогнозировании ремонтно-технического обслуживания газотурбинных газоперекачивающих агрегатов // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук. — М., 1989. - С. 24.

20. Вертепов А.Г. Имитационная модель для исследования надёжности компрессорных станций // Газовая промышленность, 1986, № 12. - С. 47. (Деп. во ВНИИЭгазпром'е, № 929-гз (416д)).

21. Вертепов А.Г. Критерии оптимизации режимов работы газоперекачивающих агрегатов/ТМагистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. Науч.- техн. сб. № 3. — М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - С. 75-81.

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

23. Вертепов А.Г. Обеспечение расчётов режимов компримирования на КС с ЭГПА // Газовая промышленность, 2009, № 8. - С. 47-50.

24. Вертепов А.Г. Оптимизация ремонтно-технического обслуживания газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. - Программное средство. (Зарегистрировано в ГосФАП ВНШцентр 13.06.1991 г. № 50910000225).

25. Вертепов А.Г. Особенности рабочего процесса газотурбинной установки с разделённым расходом // Транспорт и хранение газа.— М.: ВНИИЭгазпром, 1981, выпуск 4. - С. 9-18.

26. Вертепов А.Г. Параметрическое диагностирование узлов проточной части ГТУ // Газовая промышленность, 2011, № 2. - С. 40-43.

27. Вертепов А.Г. Программа расчётов режимов КС с электроприводными ГПА при параллельном включении ЦБН // Информационный бюллетень, 1997, № 11, информация № 104. - М.: ИТЦ "Оргтехдиагностика" ДАО "Оргэнергогаз", 1997. - С. 10.

28. Вертепов А.Г. Экспресс-метод оценки загрузки и технического состояния ГТУ // Сб. Совершенствование машин и агрегатов газовой промышленности. - М.: ВНИИГАЗ, 1994. - С. 44-52.

29. Вертепов А.Г., Васильев Ю.Н. Повышение эффективности использования тепла уходящих газов газотурбинных установок компрессорных станций магистральных газопроводов // Обз. инф. Сер: Транспорт и хранение газа. -М.: ВНИИЭгазпром, 1980, выпуск 2. - С. 35.

30. Вертепов А.Г., Вертепов A.A., Чинёнов В.В. Методическая унификация расчётов выходных показателей ГТУ // Газовая промышлен-ность, 2010, №3.-С. 56-59.

31. Вертепов А.Г., Глушков В.И. Осевой компрессор. Авторское свидетельство № 566967 // Бюллетень изобретений, 1977, № 28.

32. Вертепов А.Г., Глушков В.И., Шкута А.Ф. Тепловые вторичные энергоресурсы компрессорных станций магистральных газопроводов // Промышленная энергетика, 1977, № 9. — С. 6-8.

33. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Альтернативный экономичный энергопривод для КС // Газовая промышленность, 1992, № 10. - С. 32-33.

34. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Комбинированный электрогазотурбинный агрегат для привода нагнетателей природного газа // Газовая промышленность, 1993. № 5. - С. 11.

35. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Комбинированный электро-газо-турбинный агрегат для привода нагнетателей природного газа // Энергосберегающие технологии газовой индустрии. Аналитический альбом. -М.: ВНИИГАЗ, 1995. - С. 90-91.

36. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Оценка выходных показателей ГТУ в эксплуатационных условиях экспресс-методом // Материалы Двадцатого юбилейного тематического семинара "Диагностика оборудования и трубопроводов КС". Светлогорск, 2001 г. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2001, часть 1. — С. 70-77.

37. Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Параметрическое диагностирование проточной части газотурбинных установок и центробежных нагнетателей // Обз. инф. Сер: Транспорт и подземное хранение газа- М.: ВНИИЭгазпром, 1989,выпуск4.-С. 45.

эксплуатация и ремонт. Науч.-техн. сб. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004, № 3. - С. 90-96.

45. Вертепов А.Г., Щербина Е.В., Лещенко И.Ч. Диалоговый программный комплекс "Каскад" для диспетчерских расчётов режимов газопроводов // Материалы XVI Международного тематического семинара "Диагностика оборудования компрессорных станций". Одесса, 1996 - М.: ИРЦ Газпром, 1996. - С. 86-88.

46. Вертепов А.Г., Юламанов Э.Ф. Опыт поузлового параметрического диагностирования агрегатов ГТК-10-4 в ООО «Волгоградтрансгаз» // Материалы XXV тематического семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций», п. Небуг, 2006 г.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», Т.1.-С. 134-141.

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

48. Воронин В.Л. Об использовании метода малых отклонений для исследования характеристик авиационного двигателя при наземном применении // Сб.: Надёжность и долговечность авиационных газотурбинных двигателей. - Киев, 1976. - С. 38—41.

49. Временная инструкция по определению мощности, технического состояния и загрузки агрегатов ГПА-Ц-6,3. - М.: Мингазпром, ПО "Союзоргэнергогаз", ПП "Оргтехдиагностика", 1988. - С. 20.

50. Временная инструкция по определению мощности, технического состояния и загрузки агрегатов ГТК-10 / С.П. Зарицкий, В.Н. Исланов. - М.: НЗЛ - ИТЦ «Оргтехдиагностика», 1988. - С. 24.

51. Временная инструкция по определению эффективной мощности газотурбинных установок ГТ-700-5 (ГТК-5), ГТ-750-6 и ГТК-10 в эксплуатационных условиях на компрессорных станциях магистральных газопроводов. -М.: СУ "Оргэнергогаз", 1975. - С. 23.

52. Выбор температуры газа перед турбиной ГТУ КС. / И.А. Барский, А.К. Иванов, С.У. Сисе, И.К. Шаталов // Газовая промышленность, 1999,

№2.-С. 51-52.

53. Высокотемпературные двигатели с применением конструкционной керамики /А. Сударев, В. Тихоплав, Г. Шишов, В. Катенев // Газотурбинные технологии, 2000, № 3. - С. 2-5.

54. Газотурбинный агрегат «Надежда» / Г.И. Богорадовский, Л.Г. Кореневский, Б.П. Шайдак, Б.И. Юдовин // Турбины и компрессоры. АО «НИКТИТ». - С. -Петербург, 1997, выпуск 3, 4. - С. 4-7.

55. Газотурбинный привод перспективных газоперекачивающих агрегатов/А.Н. Орберг, Б.В. Сударев, В.Б. Сударев и др. // Газовая промышленность, 2005, № 3. - С. 58-61.

56. Газотурбинная установка типа ГТК-10. Методика определения эффективной мощности газотурбинной установки типа ГТК-10 в эксплуатационных условиях. - Санкт-Петербург, ОАО «Невский завод», 2004. Согласована Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» 26.04.2004 г.

57. ГАЗПРОМ. Годовой отчёт, 2012. - С. 196.

58. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа. - М.: Недра, 1991. - С. 272.

59. ГОСТ Р 52782-2007 Установки газотурбинные. Методы испытаний. Приёмочные испытания. 2008.

60. ГОСТ Р 51541-99 Энергосбережение. Энергетическая эффектив-ность. Состав показателей. Общие положения.

61. Гриценко Е., Резник В., Горелов Г. Газотурбинный привод для магистральных газопроводов // Наука и техника в газовой промышленности.

- М.: ИРЦ Газпром, 1998. - С. 27-30.

62. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики. -М.: Наука, 1970.-С. 664.

63. Денисов А.А., Колесников Д.Н. Теория больших систем управления.

- Л.: Энергоиздат, 1982. - С. 228.

64. Деринский Д. Vision 21 - партнёрство государства и промышленности // Газотурбинные технологии, 2000, № 1. - С. 16-22.

65. Деточенко A.B., Михеев A.JL, Волков М.М. Спутник газовика. -М.: Недра, 1978.-С.312.

66. Диагностическое обслуживание магистральных газопроводов. Учебное пособие / A.M. Ангалёв, Б.Н. Антипов, С.П. Зарицкий, A.C. Лопатин.

- М .: МАКС Пресс, 2009. - С. 112.

67. Динков В.А., Галиуллин З.Т., Подкопаев А.П. Расчёт коэффициентов сжимаемости углеводородных газов и их смесей. Справочное пособие. - М.: Недра, 1984.-С. 118.

68. Доброхотов В.Д., Клубничкин А.К., Щуровский В.А. Термодинамика сжатия природного газа и характеристики нагнетателей для компрессорных станций магистральных газопроводов // Научно-технический обзор. Серия: Транспорт и хранение газа. - М.: ВНИИЭгазпром, 1974.

-С. 44.

69. Дрюбина Н.Г. Адаптация 1-й очереди отечественного комплекса моделирования и оптимизации режимов работы газотранспортных систем к условиям функционирования на уровне ЦПДУ ОАО «Газпром» // Материалы 1-й Международной научно-технической конференции "Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли". Москва, ноябрь 2002 г. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, том 3.-С. 34-41.

70. Дубравский Н.Г., Мокроус М.Ф. Параметрические методы диагностического контроля состояния авиадвигателей. Линейные диагностические матрицы. - Труды ЦИАМ, № 964, 1981. - С. 29.

71. Егорова Е.В., Лапшина М.А. Последствия либерализации европейского рынка газа для ЕС // Газовая промышленность, 2006, № 10.

- С. 44-47.

72. Жабин В.М. Рекомендации по созданию электроприводных газоперекачивающих агрегатов // Газовая промышленность, 2009, № 5.

-С. 72-75.

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

74. Зарицкий С.П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов. Учебное пособие. Часть V. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.

-С. 102.

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

76. Зарицкий С.П., Вертепов А.Г. Определение массо-габаритных показателей ГТУ по параметрам цикла // Энергомашиностроение, 1984, № 7. -С. 5-8.

77. Зарицкий С.П., Вертепов А.Г. Определение удельной мощности и КПД газотурбинных установок по известным параметрам цикла // Сб. Газовая промышленность. Сер. Транспорт и хранение газа.-М.: ВНИИЭгазпром, 1981, № 6. - С. 1-6.

78. Зарицкий С.П, Вертепов А.Г. Определение удельной мощности и КПД ГТУ по параметрам цикла. - Сб. научных трудов. Исследования в области эксплуатации газотранспортного оборудования. - М.: ВНИИГАЗ, 1983. - С. 147-156.

79. Зарицкий С.П., Вертепов А.Г., Гречухин Е.М. Газотурбинный агрегат. - Авторское свидетельство № 922304 // Бюллетень изобретений, 1982, № 15.

80. Зарицкий С.П., Деев B.C. Метод эксплуатационного контроля технического состояния агрегата ГТН-10И // Транспорт и хранение газа - М.: ВНИИЭгазпром, 1980, выпуск 12. - С. 11-17.

81. Зарицкий С.П., Лопатин A.C. Диагностика газоперекачивающих агрегатов: Учебное пособие. Часть I. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-С. 177.

82. Зарицкий С.П., Солнышкин Б.Г., Вертепов А.Г. Методические принципы построения системы мнофакторного диагностирования ГТУ // Материалы Межотраслевой научно-технической конференции "Опыт применения и перспективы развития диагностики состояния авиадвигателей в эксплуатации. - Труды ЦИАМ, № 1118, 1984. - С. 30-32.

83. Зарицкий С.П., Солнышкин Б.Г., Вертепов А.Г. Многофакторное диагностирование газовоздушного тракта двухкаскадных ГТУ // Газовая промышленность, 1985, № 12. - С. 43. (Деп. во ВНИИЭгазпром'е, № 870-гз (408д)).

84. Зацепина З.Я., Миськевич Н.И. Экономическое обоснование сравнительной эффективности различных видов транспорта энергоносите- лей // Энергетическая политика, 2006, выпуск 5. - С. 39—49.

85. Иванов A.B., Фоменко В.В. Анализ воздействия частотно-регулируемых электроприводов нового поколения на питающую сеть// Газовая промышленность, 2007, № 3. - С. 74-77.

86. Инструкция по контролю и учёту технического состояния элементов газотурбинных газоперекачивающих агрегатов / В.А. Щуровский, С.П. Зарицкий, В.И. Корнеев и др. - М.: ВНИИГАЗ, 1977. - С. 45.

87. Инструкция по определению мощности и технического состояния газотурбинных агрегатов. Ч. I, II. - М.: ВНИИГАЗ, 1981. - С. 24.

88. Инструкция по определению мощности и технического состояния газотурбинных установок агрегатов ГТН-25И. - М.: ПО "Союзоргэнергогаз", ПП "Оргтехдиагностика", 1982. - С. 47.

89. Инструкция по определению мощности и технического состояния газотурбинных установок типа ГТН-10И. - М.: ВНИИГАЗ, 1981. - С. 30.

90. Инструкция по определению производительности центробежных нагнетателей, компрессорных цехов и станций. Утв. Управлением по транспортировке и поставкам газа Мингазпром'а 18.06.1985 г. - М.: ВНИИГАЗ, 1985.-С. 14.

91. Инструкция по тарировке входных устройств центробежных нагнетателей (компрессоров) на компрессорных станциях. — ООО «ВНИИГАЗ», 2002.-С. 16.

92. К вопросу использования ГТУ с разделённым расходом в качестве привода большой мощности / А.Г. Вертепов, С.П. Зарицкий, Ю.Н. Васильев, В.И. Глушков // Транспорт и хранение газа. - М.: ВНИИЭгазпром, 1981, выпуск З.-С. 1-8.

93. Кичатов В.В., Калинин А.Ф., Лопатин A.C. Определение эффективных режимов работы газоперекачивающих агрегатов // Материалы IV Международной конференции «Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами (DISCOM-2009)", 2009 г. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2009. - С. 256-263.

94. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. - М.: Нефть и газ, 1999. - С. 459.

95. Козаченко А.Н., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергетика трубопроводного транспорта газов. - М.: ГУЛ Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. - С. 400.

96. Козлов С.И. Энерготехнологическое оборудование: состояние и перспективы // Газовая промышленность, 2008, № 11. - С. 48-51.

97. Комягин А.Ф. Перспективы применения электропривода в газовой промышленности // Материалы совещания главных инженеров газотранспортных и газодобывающих предприятий РАО "ГАЗПРОМ".- М.: ИРЦ "Газпром", 1995. - С. 32-36.

98. Контроль за разработками, участие в приемочных испытаниях опытных образцов газотурбинных ГПА. Отчёт по хоздоговору № 111.10.06. -М.: ВНИИГАЗ, 1988.-С. 36.

99. Концепция энергосбережения в ОАО «Газпром» на 2001-2010 гг. Утв. Преде. Правления ОАО «Газпром» Р.И. Вяхиревым 13.04.2001 г. - С. 66.

100. Копсов А. Некоторые аспекты применения газотурбинных технологий в энергетике России // Газотурбинные технологии, 2000, № 1.

- С. 2-4.

101. Леонтьев Е.В. Основные концепции энергосбережения в транспорте газа // Материалы совещания главных инженеров газотранспортных и газодобывающих предприятий РАО "Газпром". - М.: ИРЦ "Газпром", 1995. -С. 28-31.

102. Линецкий И.К., Лещенко И.Ч., Вертепов А.Г. Получение и учёт характеристик оборудования при расчётах режимов компрессорных станций магистральных газопроводов // Проблемы общей энергетики. Научный сборник. - Киев, 1999, № 1. - С. 40-47.

103. Локай В.И., Максутова М.К., Стрункин В.А. Газовые турбины двигателей летательных аппаратов. - М.: Машиностроение, 1979. — С. 447.

104. Методика определения выходных показателей газотурбинной установки типа ГПА-Ц-16 (мощность, коэффициент технического состояния) / А.Г. Вертепов. - М.: ЗАО «ДИГАЗ», 2009. - С. 12.

105. Методика определения выходных показателей газотурбинной установки типа ГТК-10-4 (мощность, коэффициент технического состояния, параметры цикла) / А.Г. Вертепов. - М.: ЗАО «ДИГАЗ», 2009. - С. 22.

106. Методика определения выходных показателей газотурбинной установки типа ГТК-25ИР (мощность, коэффициент технического состояния, параметры цикла) / А.Г. Вертепов. - М.: ЗАО «ДИГАЗ», 2009. - С. 18.

107. Методика определения выходных показателей газотурбинной установки типа ГТУ-16П "Урал" (мощность, коэффициент технического состояния)/А.Г. Вертепов. - М.: ЗАО «ДИГАЗ», 2009. - С. 12.

108. Методика определения мощности газотурбинных установок ГТ-700-5, ГТ-750-6 в эксплуатационных условиях на компрессорных станциях. ТМ-3740-69. Работа № 806, НЗЛ, 1969.

109. Методика определения мощности и технического состояния агрегатов ГТ-750-6, ГТК-10, ГТК-ЮМ по измеренным параметрам

перекачиваемого газа. - ООО «ВНИИГАЗ». Утверждена Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» 23.11.2004 г.

110. Методика определения расхода компримируемого газа через нагнетатель в эксплуатационных условиях. JIO-TO-214. - С. -Петербург:

СУ "Леноргэнергогаз", 1995.

111. Методика по определению выходных показателей ГТУ агрегата ГПА-Ц-8, ГПУ-10, ГПУ-16. СТО Газпром 2-2.3-250-2008. - М.: ОАО «Газпром», 2009. - С. 22.

112. Методические материалы для теплотехнических испытаний

ШМ.05.41 /82.85 205.73.41 газотурбинных ГПА. Отчёт по теме-Q1 Q1 7б-(—^^—), этап 01.

- М.: ВНИИГАЗ, 1984. - С. 68.

113. Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчётов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. ПР 51-31323949-43-99. -М.: ВНИИГАЗ, 1999. - С. 51.

114. Метод определения мощности и технического состояния газотурбинных установок агрегатов типа ГТН-10И / А.Г. Вертепов, С.П. Зарицкий, В.А. Щуровский, Г.К. Суслина // Сб. Повышение надёжности и эффективности газотранспортного оборудования. - М.: ВНИИГАЗ, 1982.

-С. 85-95.

115. Микаэлян Э.А. Совершенствование современных газотурбинных ГПА // Газовая промышленность, 2005, № 2. - С. 64-67.

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

117. Миллер А.Б. Всё наследство «Газпром'а» // "Огонёк", 2001, № 49. -С. 22-29.

118. Научное обеспечение создания и внедрения на КС новых и модернизированных типов газотурбинных ГПА. Отчёт по договору 180.07.03. -М.: ВНИИГАЗ, 2000. - С. 30.

119. Нестационарная модель магистрального транспорта природного газа / М.Г. Анучин, C.B. Гагарин, А.О. Игнатьев и др. // Материалы 1-й Международной научно-технической конференции "Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли". Москва, 2002 г. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, том 2. - С. 33-39.

120. Нигматуллин З.И., Пудовкин A.A., Волченко A.B. Внедрение программного комплекса "SIMONE" для прогнозирования и моделирования нестационарных режимов работы магистрального газопровода в ООО "Сургутгазпром" // Материалы 1-й Международной научно-технической конференции "Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли". Москва, 2002 г. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, том 1,- С. 78-84.

121. Об эффективности использования стационарных систем диагностики ГПА / С.П. Зарицкий, В.А. Усошин, Ю.С. Чарный, А.Г. Вертепов // Материалы Седьмой международной деловой встречи «Диагностика-97», Ялта, 1997 г. - М.: "ИРЦ Газпром", 1997, том 3. - С. 15-29.

122. О возможностях улучшения использования тепловых ВЭР компрессорных станций магистральных газопроводов / В.И. Глушков, А.Г. Вертепов, A.M. Агаркова, Г.В. Глазова // Промышленная энергетика, 1978, № 9.-С. 11-13.

123. Оперативная диагностика оборудования в системах магистрального транспорта газа / И.К. Линецкий, Е.В. Щербина, И.Ч. Лещенко, А.Г. Вертепов/ЯТроблемы общей энергетики. Научный сборник. - Киев, 2001, № 4. -С. 49-53.

124. Определение газодинамических характеристик нагнетателей на КС / A.M. Проскуряков, А.И. Черников, В.И. Лысюк и др. // Газовая промышленность, 2000, № 5. - С. 48-50.

125. Оптимизация республиканского топливно-энергетического комплекса и его отраслевых систем / М.Н. Кулик, А.И. Юфа, В.Н. Дунаев и др. - Киев: Наукова думка, 1992. - С. 216.

126. Опыт эксплуатации ГПА на базе авиационного привода с применением автоматизированных систем диагностирования / С.П. Зариц-кий,

B.Н. Исланов, В.Б. Коротков, В.Н. Михнович, Ю.Н. Тарасенко // Материалы Двадцатого юбилейного тематического семинара "Диагностика оборудования и трубопроводов КС". Светлогорск, 2001 г. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2001, часть 1.-С. 41-51.

127. Основные направления применения бесконтактных измерителей крутящего момента типа БИКМ М-106 в ОАО «Газпром» / И.Г. Лачугин, А.П. Шевцов, В.И. Гоптарев, О.В. Деревенец, В.Н. Сушков, А.Г. Вертепов // Материалы XXV тематического семинара "Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций", п. Небуг, 2006 г., Т. 1. — М.: ООО «ИРЦ Газпром». - С. 142-149.

128. Основы энергосберегающих технологий трубопроводного транспорта природных газов / Б.П. Поршаков, A.A. Апостолов, А.Ф. Калинин,

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

129. Отечественный вычислительный комплекс для решения расчётно-технологических задач магистральных газопроводов "ИНГИР" / Г.И. Наместников, O.A. Комиссаров, Ю.О. Борзенко и др. // Материалы 1-й Международной научно-технической конференции "Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли". Москва, 2002 г. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, т. 1.-С. 154-159.

130. Оценка и анализ технических требований к газотурбинным приводам ГПА газотранспортной системы Украины / A.B. Сударев, A.A. Халатов, Б.В. Сударев // Газовая промышленность, 2010, № 6. - С. 42-47.

131. Панкратов B.C., Берман Р.Я. Разработка и эксплуатация АСУ газотранспортными системами. — Л.: Недра, 1982. - С. 255.

132. Перспективы развития газотурбинного привода для компрессорных агрегатов и установок углеводородных газов / А. Коваленко, О. Муравченко, Ю. Бухолдин и др. // Газотурбинные технологии, 2003, № 2. - С. 2-6.

133. Повышение эффективности режимов работы компрессорных станций / Б.В. Будзуляк, С.Т. Пашин, C.B. Китаев, A.M. Шаммазов, И.Р. Байков // Газовая промышленность, 2005, № 1. — С. 43-46.

134. Подмарков В.Ю., Микаэлян Э.А. Соотношение мощностей компрессора и турбины ГТУ // Газовая промышленность, 2001, № 2 - С. 40-42.

135. Посягин Б.С., Герке В.Г. Информационно-аналитические комплексы диспетчерского управления потоками газа Единой системы газоснабжения России как инструмент повышения эффективности управления объектами газовой промышленности // Материалы 1-й Международной научно-технической конференции "Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли". Москва, 2002 г. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, том 1. - С. 5-16.

136. Поузловое параметрическое диагностирование агрегатов ГТК-10-4/И.О. Рудаков, В.В. Мордвинцев, А.Г. Вертепов, Э.Ф. Юламанов // Газовая промышленность, 2006, № 8. - С. 52-53.

137. Практическая диагностика авиационных газотурбинных двигателей. Под ред. В.П. Степаненко. - М.: Транспорт, 1985. - С. 102.

138. Применение бесконтактных измерителей крутящего момента типа М-106М для определения выходных характеристик ГТУ в условиях эксплуатации на КС / И.Г. Лачугин, А.П. Шевцов, В.Н. Сушков, А.Г. Вертепов //Газотурбинные технологии, 2006, № 1. - С. 16-19.

139. Принципы построения основных методов параметрической диагностики газоперекачивающих агрегатов типа ГТК-10 / А.Г. Вертепов, A.C. Лопатин, Т.В. Филиппова, Э.Ф. Юламанов // Магистральные и промысловые

трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация и ремонт. Науч.-техн. сб. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005, № 2. - С. 68-72.

140. Прищепо А.А. Совершенствование режимов работы газоперекачивающих агрегатов на основе их фактических характеристик // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук. - Харьков, 2002. - С. 18.

141. Программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО «Газпром» на период 2011-2013 гг. -М.: ОАО «Газпром», 2010.-С. 48.

142. Программные средства для оперативной диагностики основного оборудования компрессорных станций и расчёта режимов магистральных газопроводов с учётом фактического состояния оборудования / А.Г. Вертепов, С.П. Зарицкий, И.Ч. Лещенко и др. // Материалы 1-й Международной научно-технической конференции "Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли". Москва, 2002 г. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, том 2. - С. 51-67.

143. Программный комплекс "Каскад" для расчётов режимов газотранспортных систем с учётом технического состояния основного оборудования компрессорных станций и линейных участков / А.Г. Вертепов, И.К. Линецкий, Е.В. Щербина, И.Ч. Лещенко // Материалы «Третьей Международной конференции "Энергодиагностика и Condition Monitoring"». Н.Новгород, 2000 г. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2001. - С. 3-6.

144. Пятахина Т.Т. Исследование эффективности регулирования центробежных нагнетателей и компрессорных станций магистральных газопроводов с помощью входных направляющих аппаратов // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук - М., 1972.-С. 16.

145. Разработка методов диагностирования приводных двигателей авиационного типа семейства "НК" для перекачивающих агрегатов газовой и

нефтяной промышленности / С.П. Зарицкий, В.Н. Исланов, Е.А. Гриценко, С.М. Игначков // Материалы XVII Международного тематического семинара "Диагностика оборудования и трубопроводов". Одесса, 1997 г.- М.: ИРЦ Газпром, 1997. - С. 26-36.

146. Расчёт условного экономического эффекта от промывки аппаратов воздушного охлаждения газа / А.Г. Вертепов, Э.Ф. Юламанов, А.И. Мартынов, A.C. Лопатин // Науч.-экономич. сб. «Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности», 2006, № 1. - С. 3-5.

147. Регламент диагностического обслуживания газоперекачивающих агрегатов. Утв. Упртрансгаз ОАО «Газпром» 02.04.2001 г. - М., 2001. - С. 87.

148. Рекомендации по повышению эксплуатационной надёжности и эффективности основного и вспомогательного технологического оборудования компрессорных станций различного типа для магистральных газопроводов и подземных хранилищ газа. Отчёт по заданию М-20-72.- М.: ВНИИГАЗ, 1972.

149. Рубинович А., Свечинский В. О распределении нагрузки между параллельно работающими ГПА компрессорного цеха магистрального газопровода // Газотурбинные технологии, 2008, № 4. - С. 22-26.

150. Саакян Ю. Net back любой ценой? О новой схеме ускоренного роста регулируемых цен на газ в России // Oil & Gas Journal, 2008, № 6.

-С. 34-36.

151. Сальников С.Ю. Разработка метода расчёта газодинамических характеристик центробежных компрессоров природного газа на основе математического моделирования пространственного потока // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук. — М., 2003.-С. 24.

152. Санеев Б.Г., Лагерев A.B., Ханаева В.Н. Развитие ТЭК России и условия топливоснабжения электростанций // Энергетическая политика, 2007, выпуск 2. — С. 31-36.

153. Селезнев В.Е., Марко Я. Опыт практического применения программного комплекса "AMADEUS" для оптимизации динамических

режимов транспорта природного газа по магистральным газопроводам компании SPP-DSTG // Материалы 1-й Международной научно-технической конференции "Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли". Москва, 2002 г.

- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, том 1.- С. 59-77.

154. Синицын Ю.Н., Щуровский В.А. О расчётно-экспериментальной модели нагрузочных характеристик газотурбинных установок // Сб. Повышение надёжности и эффективности газотранспортного оборудования. — М.: ВНИИГАЗ, 1982.-С. 110-117.

155. Сиротин H.H., Коровкин Ю.М. Техническая диагностика авиационных газотурбинных двигателей. - М.: Машиностроение, 1979. - С. 272.

156. Скворцов В.М., Шиндялов С.А., Сорокин А.П. Опыт внедрения и эксплуатации в ООО «Волготрансгаз» программного комплекса "SIMONE": проблемы и перспективы // Материалы 1-й Международной научно-технической конференции "Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли". Москва, 2002 г. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, том 3. - С. 149-155.

157. Совершенствование системы ремонтно-восстановительного облуживания магистральных газопроводов / Б.Н. Антипов, С.П. Зарицкий, A.M. Ангалёв, A.C. Лопатин // Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. Науч.-техн. сб. № 3. -М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - С. 37-40.

158. Современное состояние и перспективное развитие направлений энергосбережения в транспорте газа / А.Г. Ишков, Г.А. Хворов, М.В. Юмашев, Е.В. Юров, Л.К. Ешич // Газовая промышленность, 2010, № 9.

- С. 36-39.

159. Создание ПГУ для модернизации ТЭЦ - актуальная задача газотурбостроения / В.А. Никишин, Л.И. Пешков, Л.П. Шелудько, В.Г. Федорченко // Газотурбинные технологии, 2007, № 6. — С. 26-28.

160. Создание программных комплексов параметрической диагностики ГПА для эксплуатации на компрессорных станциях / А.Г. Вертепов, И.Ч. Лещенко, А.Б. Услонцев, Е.В. Щербина // Материалы XXV тематического семинара «Диагностика оборудования и трубопроводов компрессорных станций», п. Небуг, 2006 г. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», т.1. - С. 122-133.

161. Справочник работника магистрального газопровода. Под ред. С.Ф. Бармина. - Л.: Недра, 1974. — С. 431

162. СТО Газпром 2-3.5-253-2008 Документы нормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Контроль качества оборудования при поставке и эксплуатации. Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Аппараты воздушного охлаждения газа.

163. Структура затрат природного газа на газотурбинных компрессорных станциях / В.А. Щуровский, Ю.Н. Синицын, A.B. Василенко, Ю.В. Забродин // Транспорт и хранение газа. - М.: ВНИИЭгазпром, 1980, выпуск 12. - С. 1-11.

164. Стурейко О.П., Сухарев М.Г. О системе управления газопроводом Серпухов - Ленинград на базе ЭЦВМ // Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности, 1969, № 2. - С. 9-13.

165. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р. Оптимизация систем транспорта газа. - М.: Недра, 1975. - С. 277.

166. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р. Расчёты систем транспорта газа с помощью вычислительных машин. - М.: Недра, 1971. - С. 206.

167. Теплотехнические испытания 10 газотурбинных агрегатов типа ГТК-10-2 НЗЛ на компрессорных станциях магистральных газопроводов. - Л.: ЦКТИ им. И.И. Ползунова, 1974.

168. Типовая методика оценочной проверки мощности газотурбинных агрегатов типов ГТ-700-5 и ГТ-750-6 НЗЛ с нагнетателями типов 280 и 370.

- М.: ВНИИГАЗ. Задание М-16-69. Этап 1а (п. 5 и 6), 1969. - С. 36.

169. Ткаченко И.В. Особенности применения регулируемого электропривода на линейных КС и станциях подземного хранения газа // Материалы бюро Научно-технического совета РАО "Газпром" - "Перспективы развития электропривода, электростанций собственных нужд и "малой" энергетики". Москва, 1994 г. - М.: ИРЦ "Газпром", 1994.- С. 7-17.

170. Установки газотурбинные. Методы испытаний. ГОСТ 20440-75. -М.: Госстандарт, 1975. - С. 23.

171. Хороших A.B., Синицын Ю.Н. Технические требования к газотурбинному ГПА // Материалы П-й Международной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». Москва, 2007 г. - М.: ВНИИГАЗ, 2007.

172. Цирулева H.H., Рябышев A.A. Перспективы применения электроприводных ГПА // Газовая промышленность, 2010, № 10. - С. 12-14.

173. Цыбульник В.Н., Кутырев A.JI. Опыт использования комплекса "АСТРА" в диспетчерских службах газотранспортных обществ // Материалы 1-й Международной научно-технической конференции "Развитие компьютерных комплексов моделирования, оптимизации режимов работы систем газоснабжения и их роль в диспетчерском управлении технологическими процессами в газовой отрасли". Москва, 2002 г.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, том 1. - С. 56-59.

174. Чекардовский С.М. Разработка термогазодинамических методов контроля и диагностики оборудования системы газоснабжения // Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук - Тюмень, 2001. - С. 22.

175. Черкез А.Я. Инженерные расчёты газотурбинных двигателей методом малых отклонений. — М.: Машиностроение, 1975. - С. 380.

176. Шайхутдинов А.З. Разработка и модернизация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. - Казань: ООО «Слово», 2007. - С. 339.

177. Шайхутдинов А.З. Технологические направления применения и потребности газокомпрессорной техники // Материалы II-й Международной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». Москва, 2007 г. - М.: ВНИИГАЗ, 2007.

178. Шкута А.Ф., Савенко Н.И., Комягин А.Ф. Технико-экономические показатели применения электропривода на действующих и вновь проектируемых КС // Материалы бюро научно-технического совета РАО «Газпром» — «Перспективы развития электропривода, электростанций собственных нужд и "малой" энергетики». Москва, 1994 г. - М.: ИРЦ Газпром, 1994.-С. 3-7.

179. Шнеэ Я.И. Газовые турбины. - М.: Машгиз, 1960. - С. 560.

180. Щуровский В.А. Концепция применения энергопривода на компрессорных станциях // Материалы II-й Международной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». Москва, декабрь 2007 г. -М.: ВНИИГАЗ, 2007.

181. Щуровский В. Новое поколение ГТУ для магистральных газопроводов // Газотурбинные технологии, 1999, № 1. - С. 8-13.

182. Щуровский В.А. Определение характеристик ГТУ методом малых отклонений // Газовая промышленность, 1969, № 11. - С. 20-24.

183. Щуровский В.А. Основные направления развития газоперекачивающей техники // Газотурбинные технологии, 2007, № 6. - С. 38-39.

184. Щуровский В.А. Энерготехнологические системы для компрессорных станций: перспективы применения // Газотурбинные технологии, 2005, № 7. - С. 12-14.

185. Щуровский В.А., Вертепов А.Г., Зарицкий С.П. Инструкция по определению показателей и обобщённых характеристик газотурбинных установок для привода нагнетателей. - М.: ВНИИГАЗ, 1982. - С. 24.

186. Щуровский В.А., Зайцев Ю.А. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. -М.: Недра, 1994. - С. 192.

187. Щуровский В.А., Левыкин А.П. Загрязнение и очистка проточных частей осевых компрессоров газотурбинных установок // Обз. информ. Сер. Транспорт и хранение газа. - М.: ВНИИЭгазпром. 1986, выпуск 11. — С. 28.

188. Эксплуатационный контроль технического состояния ГТУ с использованием измерителей крутящего момента М-106М / А.Г. Вертепов,

A.C. Лопатин, А.П. Шевцов, В.И. Гоптарев, В.М. Коломиец, A.A. Вертепов,

B.В. Чинёнов // Газотурбинные технологии, 2010, № 8. - С. 24-28.

189. Эксплуатация автоматизированных систем диагностирования АСД-36СТ и АСД-38СТ газотурбинных приводов НК-36СТ и НК-38СТ на компрессорных станциях / С.П. Зарицкий, В.Н. Исланов, В.Б. Коротков, В.Н. Михнович // Материалы XXII тематического семинара "Диагностика оборудования и трубопроводов КС". Светлогорск, 2003 г.- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, том 1. - С. 135-140.

190. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства России от 13.11.2009 г. № 1715-р. -

C. 117.

191. Энергосбережение в трубопроводном транспорте газа/А. А. Апостолов, Р.Н. Бикчентай, A.M. Бойко и др. - М.: ГУЛ "Нефть и газ", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - С. 176.

192. Эрбан (L.A.Urban). Выбор параметров для диагностики дефектов газотурбинных двигателей // Труды американского общества инженеров-механиков. Сер. Энергетические машины и установки, 1975, № 2. - С. 87- 94.

193. Ярунина H.H., Субботин В.И. Оптимизация режимов работы газотранспортной системы на основе математического моделирова-ния // Труды «Третьей Всероссийской школы-семинара молодых учёных и специалистов "Энергосбережение — теория и практика"». Москва, 2006 г. -М.: Издательский дом МЭИ, 2006. - С. 257-261.

194. ISO 5389-1992 (Е). Turbocompressors. Performance test code.