ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ В УСЛОВИЯХ СНИЖЕННОЙ ЗАГРУЗКИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ\n тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат наук Иванов Эрнест Сергеевич

• Иванов Эрнест Сергеевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Иванов Эрнест Сергеевич

момента

3.3 Идентификация газодинамических характеристик центробежных компрессоров с использованием ультразвуковых расходомеров в промышленных условиях

эксплуатации

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СПОСОБОВ

ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА НА КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЯХ 4.1 Оптимизация режимов работы газоперекачивающих

агрегатов с использованием совмещенных характеристик газотурбинной установки и центробежного компрессора

4.2 Особенности расчета режимов работы центробежных компрессоров в магистральном транспорте газа

с учетом технологических ограничений

4.3 Сохранение природного газа при выводе технологического участка магистрального газопровода в ремонт с выработкой газа компрессорной станцией и на потребителя через газораспределительную станцию

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ В УСЛОВИЯХ СНИЖЕННОЙ ЗАГРУЗКИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ\n»

ВВЕДЕНИЕ

Энергоэффективное управление магистральным транспортом газа является одним их приоритетных направлений оптимизации затрат в газовой промышленности РФ.

В настоящее время на предприятиях ПАО «Газпром» обращают серьезное внимание на проблемы рационального использования природного газа собственных технологических нужд при соблюдении условий обеспечения промышленной безопасности и оптимального управления газотранспортной системой, а также вопросы достоверной оценки и прогноза режима транспорта газа в процессе оперативного регулирования с учетом фактического технического состояния оборудования.

Номенклатура и количество измеряемых параметров могут существенно отличаться при стендовых (контрольных), приемно-сдаточных испытаниях и при работе ГПА в реальных условиях КС магистрального газопровода.

Таким образом, в условиях КС оснащенность измерительной аппаратурой ниже, чем в условиях стенда и соответственно меньше количество параметров, которые могут быть использованы для диагностики и управления.

Основой алгоритма диагностирования является математическая модель обследуемого объекта. Вид и точность модели определяют глубину и качество процесса контроля по техническому состоянию.

В условиях применения разнотипного оборудования на компрессорных станциях, имеющих индивидуальные характеристики, актуальным является задача разработки способов моделирования аналитических зависимостей оборудования с учетом фактического технического состояния.

Оптимизация технологических режимов транспорта природного газа позволяет повысить энергетическую эффективность работы компрессорных станций МГ.

Для эффективного решения задач по управлению, контролю, расчету и оптимизации режимов работы ГПА КС необходимо применять адаптированные математические модели, которые описывают взаимосвязь между технологическими параметрами ЦБК и ГТУ в составе ГПА с учетом технического состояния.

С учетом изложенного можно отметить, что вопрос энергосбережения должен решаться с использованием комплексного подхода и рассматриваться с позиции работы всей ГТС в целом. При расчете режимов работы ГТС должны использоваться фактические газодинамические характеристики оборудования КС, полученные на основе паспортных характеристик оборудования.

Цель работы - повышение энергетической эффективности работы компрессорных станций совершенствованием способов расчета характеристик и режимов работы оборудования в магистральном транспорте газа.

В соответствии с поставленной целью были сформулированы и решены следующие задачи исследований:

1. Моделирование формулярных газодинамических характеристик основного оборудования (газоперекачивающих агрегатов, аппаратов воздушного охлаждения, пылеуловителей) компрессорных станций.

2. Разработка способа идентификации характеристик газоперекачивающих агрегатов с использованием диспетчерской технологической информации.

3. Разработка способов идентификации характеристик с применением методов параметрической диагностики на основе экспериментальных данных, полученных в условиях промышленной эксплуатации оборудования.

4. Совершенствование теоретических основ расчета рациональных режимов работы системы «газотурбинная установка - центробежный компрессор» в составе газоперекачивающего агрегата и компрессорных станций магистральных газопроводов.

5. Имитационное моделирование режимов работы газотранспортной системы с учетом фактического технического состояния газоперекачивающих агрегатов и переменных режимов транспорта газа с использованием адаптированных к фактическим условиям математических моделей.

Научная новизна:

1. Предложены адаптивные аналитические зависимости для расчета режимов работы газотурбинной установки, циклонного пылеуловителя и аппарата воздушного охлаждения газа, позволяющие учесть их фактическое техническое состояние.

2. Получен алгоритм для оценки технического состояния проточной части газотурбинных установок, основанный на периодическом сравнении эталонного значения давления воздуха, рассчитанный по впервые предложенной зависимости с фактически измеренным значением давления воздуха за осевым компрессором.

3. Получена аналитическая зависимость, включающая эмпирические коэффициенты для количественной оценки фактических механических потерь в центробежном компрессоре ГТУ по данным прямого измерения мощности на валу силовой турбины ГТУ.

Практическая ценность работы. Разработанный в диссертации способ идентификации газодинамических характеристик газоперекачивающих агрегатов с использованием диспетчерской технологической информации, рекомендации по выбору рациональных режимов работы компрессорных станций и сбережению природного газа при технологических переключениях, используются при диспетчерском управлении магистральным транспортом газа в ООО «Газпром трансгаз Уфа» и позволяют снизить расход газа на ГПА и собственные технологические нужды предприятия на 5%.

Результаты выполненных в диссертационной работе исследований используются в учебном процессе ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по дисциплине «Газотурбинные установки» по направлению подготовки студентов «Нефтегазовое дело» спе-

6

циализации «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки».

Методы исследований. При выполнении работы применялись методы линейной алгебры, теоретические и методологические основы гидравлики и газовой динамики, методы теории термогазодинамики турбомашин, методы регрессионного анализа, методы статистических исследований.

Достоверность полученных результатов исследований определяется корректным использованием соответствующего математического аппарата, вычислительных программных комплексов, апробированных методик и средств измерений, системного анализа, обоснованностью принятых допущений и подтверждается удовлетворительным совпадением результатов расчета и экспериментальных (фактических) данных.

Основные защищаемые положения: новые статистические модели расчета механических потерь в центробежном компрессоре и осевых компрессоров газотурбинных установок; модели для расчета режимов работы пылеуловителей и аппаратов воздушного охлаждения газа; способ выбора рациональных режимов работы системы «газотурбинная установка - центробежный компрессор» в составе газоперекачивающего агрегата; алгоритм оперативной диагностики осевого компрессора, включающий вновь полученные статистические аналитические модели.

Апробация результатов работы. Основные положения работы докладывались и обсуждались на IV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Эффективность транспортировки природного газа и перспективы развития газотранспортного предприятия, г.Уфа, декабрь 2008 г.; на VII научно-технической конференции молодых специалистов, г. Самара, 2009 г.; на VIII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», г. Москва, 2009 г.; на V Международной конференции «Компьютерные технологии поддержки принятия решений в диспетчерском управлении газотранспортными и газодобывающими системами» В!8С0М-2012, г. Москва, 24 ок-

7

тября 2012 г.; на VII Международной научно-практической конференции «Теоретические и практические аспекты развития современной науки», г. Москва, 3-4 апреля 2013 г.; на Международной научной конференции «Европейская наука и технологии», г. Мюнхен, (Германия), 2013 г.

Публикации. По материалам диссертационной работы опубликовано 13 печатных работ, в том числе 9 статей в журналах, входящих в перечень ведущих рецензируемых журналов и изданий в соответствии требованиями ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций; содержит 189 страниц машинописного текста, в том числе 39 таблиц, 100 рисунков, библиографический список использованной литературы из 128 наименований.

ГЛАВА 1

ОБЗОР РАБОТ ПО ОБЕПЕЧЕНИЮ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ПРИРОДНОГО ГАЗА

Перекачка природного газа по единой системе газоснабжения (ЕСГ) РФ осуществляется компрессорными станциями и является непрерывной, что является основной задачей при поставках газа потребителям.

Актуальность энергосбережения определена требованиями Федерального закона от 23 ноября 2009 г. №261-ФЗ. Одной из приоритетных научно-технических проблем ПАО «Газпром» на 2011-2020 годы является совершенствование технологий реализации и использования газа.

В связи с этим в условиях длительной эксплуатации газотранспортной системы необходимо внедрять мероприятия по поддержанию энергетической эффективности работы объектов магистральных газопроводов.

В перовой главе представлен обзор работ по энергосбережению на компрессорных станциях МГ, проведен анализ влияния деформации эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов на эффективность производственно-диспетчерского управления магистральным транспортом газа и энергосбережение, исследованы методы моделирования, применяемые при эксплуатации основного оборудования компрессорных станций.

1.1. Анализ работ по энергосбережению на компрессорных станциях в магистральном транспорте природного газа

Российская Федерация занимает первое место в мире по запасам природного газа, при этом она обладает еще одним существенным резервом -объемом энергии, который можно сберечь, внедряя в энергопотребление современные эффективные методы и технику ее использования (рисунок 1.1).

Южная Корея Великобритания Канада Франция Германия Япония Индия РФ КНР США

0,12

0,14

0,14

0,14

0,14

0,2

0,25

0,2 0,19

0,42

0,3

0,4

0,5

0 0,1 0,2 Рисунок 1.1 - Энергоемкость продукции в 10 крупнейших странах мира, кг н. э/долл. ВВП [50]

Перспективы газосбережения имеются в газовой промышленности. Потребление газа на собственные нужды в отрасли составляет 7,5% от объема добываемого природного газа (по официальным данным ПАО «Газпром» за 2014 год). Основным потребителем природного газа на собственные нужды являются газоперекачивающие агрегаты (ГПА), на топливные нужды расходуется более 80% газа (рисунок 1.2).

Газотурбинные установки (ГТУ) отрасли включают более 20 типов мощностью от 2,5 до 50 МВт с КПД от 23 до 36% [50].

Топливный газ на На нужда ГРС РемонтЛЧ МГ котельные 20,62 мл н. м3 91,68 мл н. м3

ГПА 765,5 млн. м3 (84,1%)

Рисунок 1.2 - Структура потребления природного газа на собственные технологические нужды газотранспортного предприятия на примере ООО «Газпром трансгаз Уфа»

На рисунке 1.3 приведены данные о годовой загрузке магистральных газопроводов.

5? 90

85

го 00

00 80

75

70

65

87

74

Ямбург-Поволжье Уренгой-Новопсков Уренгой-Петровск Челябинск-Петровск (Ду 1400 мм) (Ду 1400 мм) (Ду 1400 мм) (Ду 1400 мм.)

Рисунок 1.3 - Распределение загрузки магистральных газопроводов по данным за год эксплуатации

Как следует из рисунка 1.3, магистральные газопроводы недогружены, кроме того, наблюдается суточная и сезонная неравномерность работы

82

75

газопроводов [8]. В этих условиях происходит снижение энергетической эффективности работы ГПА на компрессорных станциях.

Одним из приоритетных направлений деятельности ПАО «Газпром» является повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) - природного газа, электрической и тепловой энергии.

В соответствии с Концепцией энергосбережения [59] одним из направлений реализации политики энергосбережения и повышения энергетической эффективности является повышение эффективности управления энергосбережением, в том числе совершенствование его организационной структуры, контроля за уровнем энергосбережения и энергетической эффективности и развитие нормативной базы энергосбережения. В настоящее время энергосбережение в отраслях ТЭК реализуется в соответствии с федеральными нормативными документами [105, 103, 117] и отраслевыми в ПАО «Газпром» [95-98, 102].

В ПАО «Газпром» энергетические обследования, являющиеся формой контроля энергетической эффективности технологических объектов, проводятся в плановом порядке с 2001 года по настоящее время [109].

Для планирования и реализации энергосберегающих мероприятий в газотранспортных Обществах ПАО «Газпром» составляются Программы энергосбережения на определенный период времени.

В программе энергосбережения формируют:

- целевые показатели энергосбережения;

- целевые показатели энергетической эффективности;

- интегральные результаты оценки экономической эффективности реализации энергосберегающих результатов и проектов на основе реализации наилучших достигнутых технологий;

- комплекс организационно-технических мероприятий по повышению энергетической эффективности ПАО «Газпром» в сфере энергосбереже-

ния, включая мероприятия по результатам энергетических обследований технологических объектов по всем видам деятельности;

- частоты вращения ротора центробежных нагнетателей.

Эффективность транспорта газа [6, 35, 36, 52, 54, 55, 64, 100, 116] зависит как от режимов работы, так и от технического состояния оборудования компрессорных станций [1, 20, 86]. Эффективность работы КС определяется типом и состоянием ГПА [54, 73, 109].

Решению задач повышения энергетической эффективности работы ГПА, эксплуатируемых на МГ, посвящены работы Бикчентая Р.Н., Поршако-ва Б.П., Матвеева А.В., Лопатина А.С., Калинина А.Ф., Рябченко А.С. (РГУ им. И.М. Губкина), Гриценко А.И., Одишария Г.Э., Ремизова В.В., Тер-Саркисова Р.М., Леонтьева Е.В., Цегельникова Л.С., Харионовского В.В., Захарова Е.В., (ВНИИГАЗ), Байкова И.Р., Шаммазова А.М., Галлямова А.К., Гаррис Н.А., Гольянова А.И., Китаева С.В. (УГНТУ) и других авторов.

Магистральный транспорт природного газа обладает наибольшим потенциалом экономии, известны типовые энергосберегающие мероприятия, применяемые в магистральном транспорте газа [8, 51].

К инновационным энергосберегающим технологиям при реконструкции и модернизации газотранспортной системы относятся:

- повышение единичной мощности ГПА до 40 МВт с учетом планируемых объемов транспортируемого природного газа и перспектив загрузки трубопровода;

- применение осевых компрессоров на газотурбинных и электроприводных ГПА с КПД до 90%, обеспечивающих снижение расхода топливного газа до 8%;

- повышение эффективности низконапорных режимов транспорта газа на разгруженных газопроводах или на отдельных участках газотранспортных систем (эффект в экономии топливного газа может составлять до 10%);

- согласование газодинамических характеристик ГПА и газопроводов за счет внедрения новых высокоэкономичных проточных частей на газотурбинных и электроприводных компрессорных цехах (КЦ) и перевода цехов на более экономичное полнонапорное сжатие с переобвязкой агрегатов (эффект от экономии топливного газа и электроэнергии может достигать 10%);

Инновационные энергосберегающие технологии при эксплуатации газотранспортной системы:

- оптимизация режимов работы ГТС на основе программно -оптимизационных комплексов (эффект от экономии топлива может достигать

4%);

- оптимизация режимов работы аппаратов охлаждения газа на основе применения современных электроприводов (эффект в экономии электрической энергии может достигать 20%);

- внедрение турбодетандерных установок на объектах ГТС для выработки электрической энергии (эффект состоит в возможности ежегодной выработки для СТН ПАО «Газпром» до 50 млрд. кВтч электрической энергии);

- применение электростанций собственных нужд (ЭСН) нового поколения с высоким КПД до 41%, что позволяет получить эффект в экономии расхода газа на ЭСН до 32%;

- повышение гидравлической эффективности линейной части и компрессорных цехов с учетом потоковой загрузки участков газопроводов на основе установки комплектов камер приема-запуска очистных устройств на линейной части, позволяющих проводить очистку полости трубопроводов, своевременную диагностику и ремонт для поддержания гидравлической эффективности линейной части на нормативном уровне (эффект в экономии расхода топливного газа ГПА на компримирование достигает 2%);

- выполнение технологических операций и ремонтных работ на объектах ГТС без стравливания газа в атмосферу: перекачка газа из выводимых в ремонт линейных участков магистральных газопроводов; использова-

14

ние газа на собственные нужды при проведении плановых предупредительных ремонтов в КЦ; врезка под давлением и др. (обеспечивает сокращение объемов стравливаемого газа до 30-40%) [2];

- сокращение утечек газа на технологических объектах ГТС, в том числе за счет внедрения современных контрольно-измерительных средств по их обнаружению и измерению (обеспечивает сокращение потерь природного газа до 2%);

- совершенствование методов и систем утилизации тепла выхлопных газов ГТУ на компрессорных станциях;

- оснащение технологического оборудования современными средствами измерений выработки и потребления энергоресурсов [51].

При эксплуатации объектов газотранспортных систем для обеспечения задач энергосбережения на КС магистральных газопроводов необходимо оценивать основные технологические показатели работы ГПА: мощность ГТУ, расход топлива, эффективный КПД, коэффициенты технического состояния и проточных частей газотурбинных установок (ГТУ) и центробежных компрессоров.

На КС, оборудованных системами автоматического управления (САУ) ГПА, эти показатели должны определяться в режиме реального времени. Однако на КС даже при оснащении на цеховом уровне микропроцессорными системами контроля и управления ГПА (МСКУ-СС-4510, МСКУ-5000 и др.) с необходимой точностью не определяются [21]. В связи с этим эксплуатационный персонал не обладает важной информацией, необходимой для обеспечения энергоэффективной эксплуатации ГПА на компрессорных станциях.

Причиной является отсутствие простых, но в то же время достаточно точных методов и алгоритмов определения технических показателей ГТУ. Методы должны быть также универсальными с возможностью адаптации для любого типа ГТУ.

Вопросы энергосбережения должны решаться не периодически, а постоянно. Особую важность при этом имеет диспетчерское управление магистральным транспортом газа.

При управлении режимами работы технологического оборудования КС решается сложный комплекс задач: информационно-программного обеспечения диспетчерских служб (ДС); организации учета расхода газа на собственные и технологические нужды КС; оперативного взаимодействия диспетчерской службы (ДС) с производственно-диспетчерской службой Общества в вопросах обеспечения технологии компримирования при транспорте газа.

В информационно-программном обеспечении диспетчерских задач для расчета обычно используют диаграммы приведенных характеристик ГПА. Эти диаграммы имеют ряд недостатков: приведенные характеристики не постоянны (с наработкой агрегатов подвергаются деформации), кроме того они получены по ряду допущений.

В связи с этим применяют альтернативный аналитический метод расчета эксплуатационных характеристик ГПА компрессорных станций, разрабатывают систему исходных и преобразованных значений топливно-энергетических показателей ГПА, решают задачу влияния адиабатного КПД осевого компрессора (ОК) и турбины, КПД камеры сгорания на выходные показатели ГТУ - эффективную мощность и КПД, расход топливного газа и коммерческую производительность ГПА [34, 77, 79, 85, 89, 115].

В [65] показано, что ухудшение КПД основных элементов (ОК, ГТ, ЦБК) в разной степени влияет на ухудшение основных характеристик ГПА. Так, при снижении адиабатного КПД осевого компрессора на 5-10% эффективная мощность и коммерческая производительность снижаются на 15-32% соответственно, а при уменьшении адиабатного КПД газовой турбины на 5 и 10% мощность и производительность снижаются на 20 и 39%. Коммерческая производительность в большей степени зависит от адиабатных КПД осевого

компрессора и турбины, чем от политропного КПД центробежного нагнета-

16

теля, например при снижении последних на 5% коммерческая производительность также снижается на 5%.

Несомненно, в процессе длительной эксплуатации ГПА происходит снижение их технических характеристик. Большая доля агрегатов ПАО «Газпром» имеет значительную наработку, морально и физически устарели и требуют модернизации. На сегодняшний день высокими темпами на КС в рамках реконструкции применяются современные агрегаты авиационного типа. ОАО «Авиадвигатель» с 1990-х годов ведет работу по созданию ГТУ мощностью 2,5-25 МВт (имеющих КПД до 36%) на базе авиационных двигателей конвертированных для работы в промышленных условиях. Для нового поколения МГ с давлением перекачиваемого газа 12 МПа разрабатывается перспективная ГТУ-32П на базе авиационного военного двигателя Д-30Ф6 с КПД 39% [43].

C учетом того, что ГПА являются дорогостоящим оборудованием, рассчитанным на длительный срок эксплуатации, то необходимо предусматривать на период срока службы ГТУ их соответствие современным требованиям Российского и мирового опыта производства.

На стадии проектирования ГТУ должны не только удовлетворить техническим требованиям, рассмотренным в работах [24, 26, 33, 80, 81, 106], но и оценить возможность их реализации при изготовлении, испытаниях и эксплуатации ГТУ, основываясь на мировом опыте создания таких установок, показатели которых публикуются в периодической литературе.

В работах [6, 93] показано, что повышение КПД газотурбинных установок нового поколения может быть достигнуто за счет повышения температуры газа перед турбиной Т3 и степени повышения давления осевого компрессора лк, однако реализация таких показателей осложняется снижением ресурса ГТУ и обеспечение назначенного ресурса ГТУ (100 тыс.ч.) становится затруднительным без применения новых конструктивных решений и материалов с повышенной жаропрочностью.

В работе [64] рассматривается способ модернизации газотурбинной установки в целях энергосбережения. Указанная цель достигается за счет системы впрыска подготовленной воды в камеру сгорания в количестве, позволяющем полностью заменить основное назначение вторичного воздуха в тепловом балансе ГТУ.

Распыленное количество воды, попадая в кольцевое пространство между кожухом (корпусом) и жаровой трубой камеры сгорания, мгновенно испаряется за счет высокой температуры стенок жаровой трубы под действием зоны горения внутри жаровой трубы; температура пламени доходит до 1800 - 2200 °С. Образовавшийся при испарении пар с температурой 250 - 350 °С исполняет роль вторичного воздуха.

В работе [94] для повышения эффективности ГПА рассматривается вариант смешивания природного газа с водородом, обладающим более высокой скоростью распространения пламени, более широкими пределами воспламенения, при этом происходит снижение расхода топливного газа.

Техническое состояние ГПА, определяемое качеством его изготовления, монтажа на КС и проводимых ремонтов, существенно влияет на расход энергоресурсов. Коэффициент технического состояния по мощности ГПА с газотурбинным приводом обычно находится на уровне 0,85 - 0,90 и даже ниже, а КПД эксплуатируемых агрегатов на уровне значительно ниже проектных, что не может не сказываться на снижение показателей транспорта природных газов. Расчеты показывают, что только за счет повышения качества проводимых ремонтов ГПА расход топливного газа на газотурбинном приводе можно сократить на 5 - 7 %.

Значительные потери природного газа происходят при проведении ремонтов на магистральных газопроводах, где из отключаемого участка обычно газ стравливается в атмосферу.

Протяженность магистральных газопроводов Единой системы газоснабжения РФ составляет около 170,7 тыс.км, на которых с шагом

100 - 150 км расположены 250 линейных КС, соответственно газопроводы

18

между участками имеют по три-пять отключаемых участков. Из каждого участка при отключении на ремонт в атмосферу выбрасывается значительное количество газа.

В последние годы рассматриваются различные варианты сохранения газа при ремонтах. В работе [3, 57] приводятся результаты нескольких опытных испытаний мобильных компрессорных станций (МКС) отечественного и импортного производства.

Мобильные компрессорные станции используются для перекачивания природного газа в соседний участок или в параллельно идущие нитки газопроводов. При использовании МКС требуется вывод из работы участка МГ на длительное время, так как применяемые МКС имеют ограниченную производительность. Вывод участка МГ из работы, как правило, создает «узкое» место газотранспортной системы.

1.2. Исследование параметрических методов расчета характеристик газоперекачивающих агрегатов в целях повышения эффективности производственно-диспетчерского управления и энергосбережения

Компрессорные станции магистральных газопроводов относятся к объектам основных сооружений, обеспечивающих трубопроводный транспорт газа с необходимыми технологическими параметрами.

С точки зрения производственно-диспетчерского управления, КС является элементом воздействия на режимы работы газотранспортной системы (ГТС) для обеспечения поставки плановых объемов перекачиваемого газа с оптимальными энергетическими и экологическими показателями производственных процессов [38, 39, 78, 99, 92].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Иванов Эрнест Сергеевич, 2016 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ангалев, А.М. Стратегические направления развития диагностического обслуживания технологического оборудования и трубопроводов КС ОАО «Газпром» / А.М. Ангалев, Д.С. Бутусов, А.А. Филатов // Газовая промышленность. - 2011. - №9. - С.18-22.

2. Аксютин, О.Е. Эффективное использование газа дл собственных нужд ОАО «Газпром» / О.Е. Аксютин // Газовая промышленность. - 2010. -№2. - С.96.

3. Аксютин, О.Е. Отечественный и зарубежный опыт перекачки природного газа с использованием мобильных компрессорных станций / О.Е. Аксютин, А.Г. Ишков, Г.С. Акопова, Р.В. Тетеревлев // Газовая промышленность. - 2013. - №1. - С. 42 - 45.

4. Александров, Н.Е. Основы теории тепловых процессов и машин / Н.Е. Александров, А.И. Богданов, К.И. Костин и др.; Под ред. Н.И. Прокопенко; 3-е изд., испр. - М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2006.-571 с.

5. Арсеньев, Л.В. Газотурбинные установки: Справочное пособие / Л.В. Арсеньев, В.Г. Тырышкин. - СПб.: Машиностроение, 1978. - 232 с.

6. Байков, И.Р. Перспективы энергосбережения в условиях длительно эксплуатируемой газотранспортной системы / И.Р. Байков, С.В. Китаев, И.А. Шаммазов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2012. - №4. - С.9-13.

7. Байков, И.Р. Моделирование технологических процессов трубопроводного транспорта нефти и газа / И.Р. Байков, Т.Г. Жданова, Э.А. Гареев. - Уфа.:УНИ. - 1994. - 128 с.

8. Байков, И.Р. Методы повышения энергетической эффективности магистрального транспорта газа / И.Р.Байков, С.В.Китаев, И.А. Шаммазов. -СПб.: Недра, 2008. - 440 с.

9. Байков, И.Р. Эксплуатация энергомеханического оборудования в современных условиях / И.Р. Байков И.Р., С.В. Китаев, С.Р. Талхин // Нефтегазовое дело. - том 5. - №1, 2007. - С.159-162.

10. Байков, И.Р. Определение показателей энергоэффективности газоперекачивающих агрегатов с применением нейронных сетей/И.Р.Байков, С.В. Китаев, Р.Р. Фарухшина // Нефтегазовое дело. - №1. - 2015. - С.141 -152.

11. Баркалов, С.А. Модели анализа деятельности производственных объединений на базе функций Кобба-Дугласа // С.А. Баркалов, К.С. Демченко, И.Б. Руссман. - Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова -М.:, 2000. - 79 с.

12. Беляев, В.Е. Модернизация газотурбинного двигателя ДР59Л для газоперекачивающего агрегата ГПА-10 / В.Е. Беляев, С.О. Беляева, В.А. Коваль, Е.А. Ковалева // Современные технологии в турбостроении, 2000. -С. 63-66.

13. Бикчетай, Р.Н. Оценка технического состояния двигателей газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом в условиях эксплуатации на основе учета отклонений режимов работы от эталонных (индивидуальных заводских стендовых испытаний) / Р.Н. Бикчетай, А.Г. Ванчин. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», ХХ тематический семинар «Диагностика оборудования и трубопроводов КС», 2001. - С. 34 - 43.

14. Бикчентай, Р.Н. Диагностика технического состояния газотурбинных приводов ГПА/Р.Н. Бикчентай, А.Г. Ванчин // Газотурбинные технологии. - 2003.

15. Бойко, М.В. Особенности применения метода энергетических балансов для контроля теплотехнических характеристик газоперекачивающих агрегатов. - УкрНИИгаз, 1985. - 9 с.

16. Ванчин, А.Г. Оценка эффективности работы ГТУ в составе газоперекачивающего агрегата на основе статистического анализа взаимосвязей

между изменениями параметров работы ГТУ и ее техническим состояни-ем/А.Г.Ванчин//Нефтегазовое дело, 2012. - Том. № 10. - № 1. - С.41- 46.

17. Ванчин, А.Г. Выбор оптимальной последовательности диагностирования центробежного нагнетателя в условиях компрессорной станции магистрального газопровода / А.Г. Ванчин // Нефтегазовое дело, 2012. - Том. № 10. - № 1. - С. 31 - 35.

18. Вентцель Е.С. Исследование операций: задачи, принципы, методология/ Е.С. Вентцель. - М.: Дрофа, 2004. - 208 с.

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

20. Вертепов, А.Г. Диагностическое обеспечение расчетов компри-мирования газа на КС / А.Г. Вертепов, А.С. Лопатин // Газовая промышленность. - 2012. - №3. - С.59 - 62.

21. Вертепов, А.Г. Методическая унификация расчетов выходных показателей ГТУ / А.Г. Вертепов, А.А. Вертепов, В.В. Чиненов // Газовая промышленность. - 2010. - №3. - С.56 - 59.

22. Виноградов, С.М. Стендовые испытания приводов ГПА в условиях ремонтного предприятия / С.М. Виноградов, И.В. Гаранин, В.Г. Кульчи-хин, М.К. Леонтьев, О.Ю. Потапова, В.М. Шабаев, 2006. - 165 с.

23. Волков, М.М. Справочник работника газовой промышленности. -2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989. - 286 с.

24. Гецов, Л.Б. Материалы и прочность газовых турбин. В двух книгах. Кн. 1-Рыбинск: ООО «Издательский дом «Газотурбинные технологии», 2010. - 611 с.

25. Гофлин, А.П. Аэродинамический расчет проточной части осевых компрессоров для стационарных установок / А.П. Гофлин. - М.: Машгиз, 1959. - 303 с.

26. ГОСТ 20440-75*. Установки газотурбинные. Методы испытаний.

- М.: ИПК Издательство стандартов, 2001. - 16 с.

177

27. Гольянов А.И. Основные модели и характеристики ГПА, применяемые для транспорта газа / А.И. Гольянов. - Уфа.: ИДПО ГОУ ВПО УГ-НТУ, 2007. - 49 с.

28. Гольянов, А.И. Расчёт режимов работы компрессорной станции / А.И. Гольянов, Н.Ф. Султанов // Методические указания для курсового и дипломного проектирования. - Уфа: УНИ, 1987. - 26 с.

29. Гольянов, А.И. Характеристика центробежного нагнетателя для расчёта режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводов / А.И. Гольянов, Ю.С. Батталов, Ф.М. Шайхутдинов // Газовая промышленность. - Сер. Транспорт и хранение газа. Реферативный сборник. Вып. 8.-М.: ВНИИЭазпром, 1982. - С. 1-3.

30. Гольянов, А.И. Состояние и перспективы развития трубопроводного транспорта газа / А.И. Гольянов. - Уфа.: ИДПО ГОУ ВПО УГНТУ, 2007 - 40 с.

31. Гольянов, А.И. Гидравлические режимы работы объектов магистральных газопроводов / А.И. Гольянов. - Уфа.: ИДПО ГОУ ВПО УГНТУ, 2007. - 41 с.

32. Гольянов, А.И. Оценка технического состояния газоперекачивающих агрегатов / А.И. Гольянов. - Уфа.: ИДПО ГОУ ВПО УГНТУ, 2007. -45 с.

33. ГОСТ 29328-92. Установки газотурбинные для привода турбогенераторов. Общие технические условия. - М.: Издательство стандартов, 1992. - 16 с.

34. Двигатель АЛ-31СТН. Руководство по эксплуатации. 60.РЭ 1 ред.2. Книга 1. - Уфа: ОАО «УМПО». - С. 22 - 30.

35. 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.

36. Деточенко, А.В. Спутник газовика/А.В. Деточенко, А.Л. Михеев,

М.М. Волков. - М.: Недра, 1978. - 310 с.

178

37. Двигатель ДР59Л. Формуляр. Р59108100 ФО. Криворожский турбинный завод «Восход». Г. Кривой Рог. - 169 с.

38. Дубровский, В.В. Надежность систем управления транспортом газа / В.В. Дубровский, О.М. Мерфель, Э.А. Курбатов. - Недра, 1984. - 168 с.

39. Завальный, П.Н. Оптимизация работы ГПА в газотранспортной системе: Методическая разработка / П.Н. Завальный, Б.С. Ревзин, А.В. Скороходов. - Екатеринбург.: ГОУ ВПО УГТУ УПИ, 2003. - 35 с.

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

41. Измеритель крутящего момента бесконткатный БИКМ М-106М для агрегата ГПА-16Р «Уфа». Руководство по эксплуатации. МЕВ.421218.000 РЭ. ООО ФПК «Космос-нефть-газ», 2011.- 21 с.

42. Иванов, Э.С. Энергоэффективная эксплуатация газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций магистрального транспорта газа / Э.С. Иванов // Территория нефтегаз». - №10, 2012. - С. 54 - 57.

43. Иноземцев, А.А. Двухтрубные газотурбинные установки мощностью 30-40 МВт для нового поколения магистральных газопроводов / А.А. Иноземцев // Газовая промышленность. - 2010. - №4. - С.81 - 83.

44. Иванов, Э.С. Энергосбережение, энергетическая и экологическая эффективность магистрального транспорта газа/Э.С. Иванов// Нефтегазовое дело. - Том 10. - №3, 2012. - С. 87 - 91.

45. Иванов, Э.С. Математическое моделирование режимов работы газоперекачивающего агрегата с двухкомпрессорной газотурбинной установкой на примере ГПУ-10 «Волна» / Э.С. Иванов // Материалы 8-й Всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности». - РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. - Москва, 2009. - С.13.

46. Иванов, Э.С. Моделирование режимов работы циклонных пылеуловителей на компрессорных станциях магистрального транспорта газа с использованием функций Кобба-Дугласа / Э.С. Иванов // Нефтегазовое дело. - Том 10. - №1, 2012. - С.47 - 49.

47. Иванов, Э.С. Ресурсосберегающая технология отключения участка магистрального газопровода в ремонт с выработкой газа компрессорной станцией на ГПА и потребителя через газораспределительную станцию / Э.С. Иванов, С.В. Китаев // Территория нефтегаз». - №6, 2015. - С. 32 - 37.

48. Иванов, Э.С. Совершенствование процессов эксплуатации пылеуловителей на компрессорных станциях / Э.С. Иванов, А.И. Гольянов // Территория нефтегаз». - №4. - 2012. - С. 32 - 37.

49. Иванов, Э.С. Особенности моделирования режимов работы газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций магистрального транспорта газа в современных условиях эксплуатации / Э.С. Иванов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - №5, 2012. - С.99 - 123.

50. Карасевич, А.М. Перспективы и резервы энергосбережения в России / А.М. Карасевич, Е.В. Крейнин // Газовая промышленность. - 2010. -№9. - С.68 - 71.

51. Ишков, А.Г. 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.

52. Ишков, А.Г. Методология формирования программ энергосбережения ОАО «Газпром» в условиях нового законодательства / А.Г. Ишков, И.А. Яценко, Н.Б. Пыстина, Г.А. Хворов, М.В. Юмашев, Е.В. Юров // Газовая промышленность. - 2012. - №2. - С.70 - 75.

53. Интрилигатор, М. Математические методы оптимизации и экономическая теория / М. Интрилигатор. - Пер. с англ. - М.: Прогресс, 1975. -607 с.

54. Козаченко, А.Н. Энергетика трубопроводного транспорта газов / А.Н. Козаченко, В.И. Никишин, Б.П. Поршаков. - М.: Нефть и газ, 2001. -397 с.

55. Карасевич, А.М. Энергоэффективные режимы газотранспортных

систем и методы их обеспечения / А.М. Карасевич, М.Г. Сухарев, А.В. Бе-

180

линский, И.В. Тверской, Р.В. Самойлов // Газовая промышленность. - 2012. -№1. - С.30 - 34.

56. Кампасти, Н. Аэродинамика компрессоров / перевод с англ. Под. Ред. Ф.Ш. Гельмедова, Н.М. Савина. - М.: «Мир», 2000. - 688 с.

57. Каталог эффективных энергосберегающих технологий в добыче, транспортировке и подземном хранении газа. - М.: ВНИИГаз (утв. ОАО «Газпром» 07.09.2011 г.).

58. Китаев С.В. Экспресс-способ определения показателей энергоэффективности газоперекачивающих агрегатов / С.В. Китаев, Р.Р. Фарухши-на // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, - №1. - 2015. - С.19 - 22.

59. Концепция энергосбережения и повышения энергетической эффективности в ОАО «Газпром» на период 2011-2020 гг. Утверждена Приказом ОАО «Газпром» от 08.12.2010 г. №364.

60. Козаченко, А.Н. Энергетика трубопроводного транспорта газов. -М.: ГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. - 400 с.

61. Кудашев, Э.Р. Разработка прогрессивных методов оценки технического состояния газоперекачивающих агрегатов / Э.Р. Кудашев: Дис. -канд. техн. наук. - Тюмень, 2005. - 160 с.

62. Котляр, И.В. Судовые газотурбинные установки / И.В. Котляр.-СПб.: Судостроение, 1967. - 280 с.

63. Лопатин, А.С. Термодинамическое обеспечение энерготехнологических задач трубопроводного транспорта природных газов/Лопатин А.С.-М.: Нефтяник, 1996. - 82 с.

64. Микаэлян, Э.А. Модернизация газотурбинной установки в целях энергосбережения / Э.А. Микаэлян // Газовая промышленность. - 2010. -№10. - С.15 - 16.

65. Микаэлян, Э.А. Управление производством газотранспортных систем / Э.А. Микаэлян // Газовая промышленность. - 2010. - №1. -С.79 - 81.

66. Методика 83-00-900ПМ 156. Газотурбинная установка ГТУ-16П. Комплексное диагностическое обследование по эксплуатационным параметрам. - Пермь: ОАО «Авиадвигатель». - 63 с.

67. Методика 83-00-900 ПМ 150-1. Двигатель ПС-90ГП-2. АО «Авиадвигатель» Определение мощности на валу силовой турбины по термодинамическим параметрам в эксплуатации.

68. Михайлов, С.А. Технический отчет по теме: «Разработка методики многофакторного диагностирования и прогнозирования технического состояния ГПА-16Р «Уфа» с газотурбинным приводом АЛ-31СТ». Разработка программного обеспечения для расчета параметров технического состояния ГПА-16Р «Уфа» / С.А. Михайлов, Б.Г. Мингазов, В.Л. Варсегов, Э.Л. Сим-кин, Б.М. Осипов Б.М. Ю.В. Токмовцев, 2013. - 55 с.

69. Михайлов, С.А. Технический отчет по теме: «Разработка методики многофакторного диагностирования и прогнозирования технического состояния ГПА-16Р «Уфа» с газотурбинным приводом АЛ-31СТ». Разработка программного обеспечения для расчета параметров технического состояния ГПА-16Р «Уфа»/С.А. Михайлов, Б.Г. Мингазов, В.Л. Варсегов, Э.Л. Симкин, Б.М. Осипов, Ю.В. Токмовцев, 2014. - 215 с.

70. Михайлов, Д.А. Компьютерный имитатор работы центробежного нагнетателя / Д.А. Михайлов, А.И. Гольянов. - Уфа.: ИДПО ГОУ ВПО УГНТУ, 2007 - С. 32 - 44.

71. Осовский, С. Нейронные сети для обработки информации. - М: Финансы и статистика, 2004. - 344 с.

72. Парафейник, В.П. Научные основы совершенствования турбо-компрессорных установок с газотурбинным приводом / В.П. Парафейник: Дис. - д-ра техн. наук. - Харьков, 2009.- 310 с.

73. Парафейник, В.П., Нефедов А.Н., Тертышный И.Н., Чобенко

B.Н., Лютиков А.Л. Об эффективности газоперекачивающего агрегата с газотурбинным приводом // Энергосбережение, С. 7 - 13.

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

75. Поршаков, Б.П. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. - М.: Недра, 1992. - 207 с.

76. Разработка методики расчета выходных мощностных параметров ГПА-16Р «УФА»: Технический отчет. / ГОУ ВПО Уфимский государственный авиационный технический университет; Руководитель Х.С. Гумеров. Отв.исп. Р.Г. Акмалетдинов, В.П. Алаторцев, И.М. Горюнов, 2009. - 72 с.

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

78. Ревзин, Б.С. Об эффективности регулирования соплового аппарата силовой турбины в приводных двухвальных ГТУ простого цикла/ Б.С. Ревзин, М.Ю. Федорченко, С.В. Новиков // Изв. Вузов Энергетика, 1984. -№ 8, С. 95 - 98.

79. Романов, В.В. Согласование характеристик системы ГТД-ЦК и анализ эффективности газоперекачивающего агрегата / В.В. Романов, Ю.С. Бухолдин, В.П. Парафейник, В.Е. Спицын, В.Н. Чубенко // Современные технологии в газотурбостроении, 2005. - С.15 - 20.

80. Романов, В.И. Газотурбинный привод для газовой промышленности/ В.И. Романов, О.С. Кучеренко // Территория нефтегаз. - 2007. - №8. -

C.92 - 95.

81. Романов, В.В. Особенности создания газотурбинной установки регенеративного цикла для ГПА / В.В. Романов, В.Е. Спицын, А.Л. Боцула и др. // Восточно-Европейский журнал передовых технологий. - 2009. - Ч.1. -№4/4(40). - С.16 - 19.

82. Рыбалко, В.В. Метод контроля технического состояния ГПА-4РМ в процессе эксплуатации / В.В.Рыбалко, А.А. Торянников // Газовая промышленность, - 2013. - №2. - С. 38 - 39.

83. Р Газпром 2-2.3-704-2013. Методика по определению выходных показателей газотурбинной установки агрегата ГПА-12 Урал. - М: -Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, 2013. - 19 с.

84. Р Газпром 2-2.3-705-2013. Методика по определению выходных показателей газотурбинной установки агрегата ГПА-16 Урал. - M: -Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, 2013. - 22 с.

85. Р Газпром 2-3.5-438-2010. Расчет теплотехнических, газодинамических и экологических параметров газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах. - М.: ВНИИгаз, 2010. - 70 с.

86. Сивоконь, В.Н. Диагностика состояния камеры сгорания газотурбинных двигателей / В.Н. Сивоконь, Н.Н. Тишечкин, Б.В. Гончаров, А.Б. Гончарова // Газовая промышленность. - 2010. - №9. - С.75 - 78.

87. Селезнев, В.Е. Современные компьютерные тренажеры в трубопроводном транспорте / В.Е. Селезнев, В.В. Алешин, С.Н. Прялов. - М.: МАКС Пресс, 2007. - 201 с.

88. Синицын, С.Н. Влияние параметров природного газа на характеристики центробежных нагнетателей / С.Н. Синицын, И.В. Барцев, И.В. Леонтьев // Труды ВНИИГАЗа. Сер. Транспорт природного газа. Вып. № 29/37.

- М.: Недра, 1967. - С.253 - 261.

89. Соколов, С.Г. Газоперекачивающие агрегаты с авиаприводом и способы повышения их эффективности/С.Г. Соколов: Дис.: канд. техн. наук:

- Москва, 1984. - 130 с.

90. Слободчиков, К.Ю. Математические модели технологических

объектов компрессорного цеха газоперекачивающих агрегатов / К.Ю. Сло-

бодчиков // Труды международной научно-практической конференции «Пе-

184

редовые информационные технологии, средства и системы автоматизации и их внедрение на российских предприятиях. - М.: 4 - 8 апреля, 2011. -С. 351 - 375.

91. Смородов, Е.А. Методы расчета коэффициентов технического состояния ГПА/ Е.А. Смородов, С.В. Китаев // Газовая промышленность. -№5. 2000. - С. 29 - 31.

92. Смородов, Е.А. Методы повышения надежности и эффективности технологического и энергетического оборудования в процессах добычи и транспорта нефти и газа/Е.А. Смородов: Дис.: д-ра техн. наук. - Уфа, 2004.315 с.

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

94. Соколовский, М.И. Повышение эффективности ГПА / М.И. Соколовский, Г.Ф. Кислицын, А.П. Шестобитов, С.Г. Ярушин // Газовая промышленность. - 2011. - №8. - 79 - 80.

95. СТО Газпром 2-1.20-122-2007. Методика проведения энергоаудита компрессорной станции, компрессорных цехов с газотурбинными и электроприводными ГПА. - М.: ВНИИгаз, 2007. - 115 с.

96. СТО Газпром 2-3.5-113-2007. Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем. - Москва, 2007. - 54 с.

97. СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. - М.: ВНИИгаз, 2006.- 187 с.

98. СТО Газпром 2-2.3-250-2008. Методика по определению выходных показателей ГТУ агрегата ГПА-Ц-8, ГПУ-10, ГПУ-16. - М.: Оргэнерго-газ, 2008. - 24 с.

99. Сулейманов, А.М. Энергосбережение в технологических процессах трубопроводного транспорта газа / А.М. Сулейманов: Дис.: канд. техн. наук. - Уфа, 2005.- 162 с.

100. Торянников, А.А. Обеспечение безотказной работы ГПА при смене поколений газотурбинного привода / А.А. Торянников // Газовая промышленность. - 2012. - №2. С.64 - 66.

101. Тихонов, А.Д. и др. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа / А.Д. Тихонов и др. - М.: ВНИИгаз, 1985. - 86 с.

102. Типовые технические требования к газотурбинным ГПА и их системам / СТО Газпром 2-3.5-138-2007 // ООО «ВНИИГАЗ». ОАО «Газпром». - М.:, 2007. - 63 с.

103. Указ Президента РФ от 4 июня 2008 года №889 «О некоторых мерах по повышению энергетической и экологической эффективности Российской экономики».

104. Уваров, В.В. Газовые турбины и газотурбинные установки. - М.: Высшая школа, 1970. - 319 с.

105. Федеральный закон от 23 ноября 2009 года №261 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федераци».

106. Халатов, А.А. Какие газотурбинные установки необходимы газотранспортной системе Украины / А.А. Халатов // Газотурбинные технологии. - 2008. - №6. - С.22 - 24.

107. Холщевиков, К.В. Теория и расчет авиационных лопаточных машин. - М.: Машиностроение, 1986. - 432 с.

108. Хайкин, С. Нейронные сети: полный курс, 2-е издание: Пер. с англ. - М.: Издательский дом «Вильямс», 2006. - 1104 с.

109. Хворов, Г.А. Методы повышения эффективности энергетических обследований технологических объектов ОАО «Газпром» / Г.А. Хворов, М.В. Юмашев, Е.В. Юров // Газовая промышленность. - 2013. - №1. - С.52 - 56.

110. Цанев, С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов. - М.: МЭИ, 2002. -584 с.

111. Шайхутдинов, А.З. Разработка и модернизация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом / А.З. Шайхутдинов / Под редакцией В.А. Максимова. - Казань: ООО «Слово», 2007. - 339 с.

112. Шнепп, В.Б. Конструкция и расчет центробежных компрессорных машин. - М.: Машиностроение, 1995. - 240 с.

113. Шириазданова, Л.Ф. Основные аспекты построения нейросетевой прогнозной модели расхода электроэнергии для развивающихся нефтепрово-дов/Л.Ф. Шириазданова, О.А. Макаренко, Б.А. Козачук Б.А., Н.Т. Габдрах-манова, С.Н. Халаби // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011, № 3. С. 94 - 102.

114. Шнеэ, Я.И. Газовые турбины / Я.И. Шнеэ. - М.: МАШГИЗ, 1960.

- 557 с.

115. Щуровский, В.А. ПР 51-31323949-43-99/В.А. Щуровский, Ю.Н. Синицын, В.И. Корнеев, А.В. Черемин А.В. // Методические указания по проведению теплотехнических и газодинамических расчетов при испытаниях газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. - М.: ВНИИгаз, 1999. - 29 с.

116. Щуровский, В.А. Современные тенденции совершенствования газоперекачивающих агрегатов / В.А.Щуровский // Газовая промышленность.

- 2012. - №5. - С.57 - 61.

117. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена Распоряжением правительства от 13 ноября 2009 года №1715-Р.

118. Юкин, Г.А. Диагностирование, оперативный контроль и оптимизация режимов работы ГПА/ Г.А. Юкин: Дис.: канд. техн. наук. - Уфа, 2003.145 с.

119. Paul Howard Douglas. The Theory of Wages: new issue of 1934 ed edition. New York: Augustus M Kelley Pubs, 1969. - 693 р.

120. Fetisenkova N.I., Jakovlev E.I. Software package for fault control during operation of gasturbine gas-transferring aggregates//2ndint. Conf. «Pipeline insp.». - Oct.14 - 18. - Moscow, 1991. - S.105 - 111.

121. Harding Neal. Pipe Line & Gas Industry , Vol.82, # 3, 4 - 1999.

187

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

123. Kendall M. G. (1955). Further contributions to the theory of paired comparisons . Boimetrica, 11, 43.

124. Kendall M. G. (1938). Anew measure of rank correlation. Boimetrica,

30, 81.

125. Osowski S. Signal flow graphs and neural networks//Biological Cibernetics, 1994/Vol.70. - Pp387 - 395.

126. Pao Y.H. Adaptive pattern recognition and neural networks - Read-ing:Adision Wesley, 1989.

127. Thomas J. O'Gardy II, Daniel T.Hisey, Hisey, John F. Kiefner. Pressure calculation for corroded pipe developed// Oil&Gas I. - 1992, 19/X. -P.84 - 89.

128. Zadeh L.A. Outline of a New Aproach to the Analysis of Complex Systems and Decision Processes.- IEEE Trans. Syst., Man, Cybern., vol. SMC -3.1973, Jan., pp.28-44.