Оптимизация термодинамических параметров в теплотехническом процессе компримирования газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.04, кандидат технических наук Ярунина, Наталья Николаевна

• Ярунина, Наталья Николаевна
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Ярунина, Наталья Николаевна

ГЛАВА 1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1. Анализ фактических режимов сжатия и охлаждения газа при его передаче по трубопроводам

1.2. Аналитический обзор научных работ по выбору термодинамических параметров компримируемого газа

1.2.1. Выбор температуры транспортируемого газа

1.2.2. Выбор давления компримируемого газа при его передаче по трубопроводам

1.3. Постановка задачи

ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ОСНОВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ СЖАТИЯ, ОХЛАЖДЕНИЯ И ПЕРЕДАЧИ ГАЗА ПО ТРУБОПРОВОДАМ

2.1. Математическое моделирование группы центробежных нагнетателей (компрессоров)

2.2. Математическое моделирование теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа

2.3. Математическое моделирование участка газопровода между двумя компрессорными станциями

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНЫХ

ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА ПРИ ЕГО ПЕРЕДАЧЕ ПО ТРУБОПРОВОДАМ

3.1. Основные теоретические положения методики

3.2. Синтез математических моделей отдельных элементов в единую оптимизационную модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам

3.3. Выбор оптимизируемых параметров

3.4. Выбор критериев оптимизации

3.5. Выбор алгоритма и метода оптимизации

3.6. Оценка погрешности оптимизационной модели

ГЛАВА 4. ПРОВЕДЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ И ОПТИМИЗАЦИОННЫХ РАСЧЕТОВ

4.1. Исследование влияния охлаждения газа в АВО на энергетическую эффективность системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводу

4.2. Оптимизация теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводу в зимний период

4.3. Оценка энергетической эффективности технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения компримируемого газа

4.3.1. Регулирование температуры газа аппаратами воздушного охлаждения

4.3.2. Регулирование степени сжатия (давления) газа за счет частотно-регулируемого привода

4.4. Проверка адекватности разработанной методики и математических моделей^

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация термодинамических параметров в теплотехническом процессе компримирования газа»

Актуальность работы. Задачи рационального использования энергетических и сырьевых ресурсов приобретают все большее значение из-за сокращения сырьевых и топливно-энергетических запасов планеты. Особенно остро эти проблемы стоят в промышленной теплоэнергетике, так как именно здесь сосредоточены наиболее энергоемкие процессы и технологии, применяемые в современной промышленности. Именно к таким наиболее энергоемким теплоэнергетическим технологиям относится процесс компримирова-ния газа.

Процессы компримирования газа получили широкое распространение в системах энергоснабжения промышленных предприятий практически всех отраслей. Если взять крупное предприятие и проанализировать его топливно-энергетический баланс, то можно увидеть, что значительная часть энергоресурсов (до 30 % от общего энергопотребления) идет именно на процессы компримирования различных газов в компрессорах и нагнетателях. Производство сжатого воздуха, кислорода, азота, аргона, переработка и транспорт природного газа - вот далеко не полный перечень теплоэнергетических систем, где компримирование газа является основной и наиболее энергоемкой технологией.

Технология компримирования природного газа состоит из термодинамических процессов сжатия, расширения и охлаждения газа. Из теории известно, что термодинамическая эффективность этих процессов всецело зависит от правильности выбора промежуточных параметров, то есть от выбора оптимального давления и температуры сжимаемого газа на выходе из каждой ступени сжатия компрессора или из каждой последовательно расположенной компрессорной станции, если речь идет о копримировании природного газа в газовой промышленности.

Очевидно, что для каждого нагнетателя или компрессора выбор оптимальных термодинамических параметров компримирования имеет свою специфику и свои особенности. В настоящее время опубликован целый ряд научных работ, направленных на выбор оптимальных промежуточных параметров сжатия азота, воздуха, кислорода в многоступенчатых компрессорах, но вопросам оптимизации термодинамических параметров сжатия и охлаждения природного газа при его передаче по трубопроводам уделялось недостаточно внимания.

Вместе с тем, газовая промышленность является той отраслью хозяйства России, где наиболее востребованы знания инженеров и ученых по специальности «Промышленная теплоэнергетика», так как именно здесь при транспортировке, подземном хранении и переработке природного газа сосредоточено огромное количество теплоэнергетического оборудования: центробежных компрессоров и нагнетателей, теплоутилизаторов, оребренных теп-лообменных аппаратов и т.д.

Целью работы является экономия энергетических ресурсов в технологических процессах компримирования и охлаждения газа на основе разработанной методики, позволяющей определять оптимальные термодинамические параметры природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Разработана новая методика выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам. Для оптимизации процессов сжатия и охлаждения газа при его транспортировке применён системный анализ и математическое моделирование.

2. С помощью разработанной методики сформулирован и доказан принципиально новый подход к выбору термодинамических параметров компримирования и охлаждения природного газа в процессе его транспортировки по трубопроводу: температура газа на выходе из системы воздушного охлаждения (на входе в газопровод) должна быть не максимально-допустимая по условию предотвращения плавления изоляции, а оптимальная по критерию минимума затрат энергоресурсов на транспорт газа с учетом технологических ограничений; давление природного газа на выходе с компрессорной станции должно быть не максимально-возможным, а минимально-достаточным по условиям надежного обеспечения потребителей газом и устойчивой работы газопровода.

3. Доказана энергетическая эффективность применения вентиляторов в аппаратах воздушного охлаждения в зимний период для более глубокого охлаждения газа с одновременным применением на последующей станции частотного регулирования электроприводных газоперекачивающих агрегатов.

4. Предложен новый подход к оценке энергетической эффективности технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения компримируемого газа. Алгоритм оценки базируется на определении экономической эффективности за счет поддержания оптимальных параметров газа на выходе компрессорной станции.

Практическая ценность работы заключается в том, что разработанная методика реализована в виде расчетного программного модуля, который включен в состав программно-информационного комплекса «ОптиКомпрес-сор», предназначенного для расчета и оптимизации режима работы системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.

Программно-информационный комплекс, моделирующий различные режимы работы основного технологического оборудования позволяет:

1) определить оптимальные параметры газа на выходе с газокомпрессорной станции (давление и температуру);

2) выбрать оптимальное количество работающих нагнетателей на каждой газокомпрессорной станции в каждом цехе;

3) определить загрузку каждого нагнетателя (компрессора) с учётом возможного способа регулирования (изменение частоты вращения, байпа-сирование, дросселирование, применение входных направляющих аппаратов и т. д.);

4) выбрать оптимальное количество включенных вентиляторов в установке охлаждения газа;

5) выбрать оптимальную схему подключения нагнетателей (параллельно или последовательно).

Проведенные исследования позволили сформулировать практические рекомендации по выбору давления и температуры газа на выходе с газокомпрессорной станции.

Использование разработанной методики определения оптимальных параметров компримируемого газа и созданного на ее основе программного продукта, помимо решения оптимизационных задач, позволило провести комплексный энергетический анализ следующих перспективных технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения газа на компрессорных станциях:

- устройства регулирования частоты вращения нагнетателей с электроприводом (ЧРП);

- систем автоматического регулирования температуры газа в выходном коллекторе системы воздушного охлаждения газа.

Применение данной методики в практических расчетах при эксплуатации и проектировании систем, основанных на копримировании и охлаждении природного газа, позволяет снизить потребление энергоресурсов.

Проведенные исследования позволили сформулировать практические рекомендации по выбору давления и температуры газа на выходе с газокомпрессорной станции.

Реализация результатов работы.

Представленная работа выполнялась на кафедре Промышленной теплоэнергетики Ивановского государственного энергетического университета. Ведущая организация - ООО «Газпромэнерго» (г. Москва). Разработанная методика и программный продукт применялись при выполнении работ по оптимизации режимов электроприводных газокомпрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Саратов», что позволило выработать предложения по снижению затрат на компримирование газа.

В настоящее время результаты диссертации используются в работах научно-технического центра «Промышленная энергетика» (г. Иваново) и ООО «Промэнергоконсалтинг» (г.Москва) при проведении энергетических аудитов газокомпрессорных станций.

Личный вклад автора состоит в следующем:

1. В разработке и адаптации для проведения оптимизационных расчетов следующих математических моделей: Теплообменного аппарата воздушного охлаждения газа;

• Группы центробежных нагнетателей (газовых компрессоров); Участка газопровода между двумя компрессорными станциями;

2. В разработке комплексной оптимизационной математической модели теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам, позволяющей находить оптимальные параметры ком-примируемого газа по алгоритму оптимизации DSFD.

3. В обработке результатов инструментального обследования центробежных нагнетателей (компрессоров) с электроприводом, теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа, участка газопровода между соседними компрессорными станциями.

4. В проведении вычислительных экспериментов по исследованию влияния параметров природного газа (давления и температуры) на энергетическую эффективность процессов компримирования.

5. В разработке методики, основанной на синтезе системного анализа, математического моделирования и оптимизационного поиска, позволяющей определять оптимальные термодинамические параметры природного газа на выходе компрессорных станций при его передаче по трубопроводам.

6. В создании принципиально нового подхода к выбору термодинамических параметров природного газа в процессе его компримирования, охлаждения и транспортировки по трубопроводу.

Автор защищает:

1. Методику выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе с компрессорных станций при его передаче по трубопроводам, основанную на синтезе трех методологических подходов: системного анализа, математического моделирования и оптимизационного поиска.

2. Разработанный на основе методики алгоритм оценки энергетической эффективности перспективных технологий, направленных на снижение энергетических затрат при компримировании природного газа.

3. Результаты численных экспериментов по исследованию влияния термодинамических параметров компримируемого природного газа (давления и температуры) на энергетическую эффективность системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.

4. Практические рекомендации по выбору температуры и давления компримируемого газа.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 4-ой научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (Уфа, 2004г.), на 4-ой научно-практической конференции «Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования» (Иваново, 2005г.), на 3-ей Всероссийской школе-семинаре молодых ученых и специалистов «Энергосбережение - теория и практика» (Москва, 2006г.) и международной научной конференции «Теоретические основы создания, оптимизации и управления энерго- и ресурсосберегающими процессами и оборудованием» (Иваново, 2007г.).

Публикации. Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 9 печатных работах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит введения, 4-х глав, заключения, списка использованной литературы. Работа изложена на 142 станицах основного текста, содержит 42 рисунков и 18 таблиц. Список использованной литературы включает 129 наименований.

Заключение диссертации по теме «Промышленная теплоэнергетика», Ярунина, Наталья Николаевна

Вывод:

Проведенный промышленный эксперимент показал, что разработанная мною математическая модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводу является адекватной и значимой.

Проведенные по модели расчеты имеют максимальную относительную погрешность по давлению не более 0,8 %, а максимальная относительная погрешность по температуре 3,9 %. Максимальная абсолютная погрешность по температуре не более 0,7°С. Максимальная абсолютная погрешность по давлению не более 0,04 МПа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработана методика выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа на выходе компрессорных станций при его передаче по трубопроводам. В основе методики лежит синтез трех научно-методологических подходов: системного анализа, математического моделирования и оптимизации.

2. С помощью разработанной методики сформулирован и доказан принципиально новый подход к выбору термодинамических параметров ком-примирования и охлаждения природного газа в процессе его транспортировки по трубопроводу:

- температура газа на выходе из системы воздушного охлаждения (на входе в газопровод) должна быть не максимально-допустимая по условию предотвращения разрушения изоляции, а оптимальная по критерию минимума затрат энергоресурсов на транспорт газа с учетом технологических ограничений;

- давление природного газа на выходе с компрессорной станции должно быть не максимально-возможным, а минимально-достаточным по условиям надежного обеспечения потребителей газом и устойчивой работы газопровода.

3. Доказана энергетическая эффективность применения вентиляторов в аппаратах воздушного охлаждения в зимний период для более глубокого охлаждения газа с одновременным применением на последующей станции частотного регулирования электроприводных газоперекачивающих агрегатов.

4. Предложен новый подход к оценке энергетической эффективности технологий, направленных на регулирование режимов сжатия и охлаждения транспортируемого газа. На базе разработанной методики создан алгоритм оценки энергетической эффективности этих технологий, который базируется на определении экономической эффективности за счет поддержания оптимальных параметров газа на выходе компрессорной станции. Расчеты показали, что использование САУ АВО и ЧРП для поддержания оптимальных термодинамических параметров в автоматическом режиме энергетически и экономически целесообразно. Срок окупаемости этих технологий может составлять от года до трех лет, в зависимости от диапазона колебания расхода транспортируемого газа.

5. Разработаны и адаптированы для проведения оптимизационных расчетов дискретные математические модели отдельных элементов теплоэнергетической системы транспорта газа: группы центробежных нагнетателей (компрессоров), теплообменных аппаратов воздушного охлаждения газа, участка газопровода между двумя компрессорными станциями. В основе моделей положены теоретические зависимости, которые были адаптированы к реальным условиям работы существующего оборудования с помощью поправочных коэффициентов приведения.

6. Дискретные математические модели отдельных элементов синтезированы в единую математическую модель теплоэнергетической системы сжатия,' охлаждения и передачи газа по трубопроводам. При объединении были учтены технологические и энергетические связи между объектами.

7. На основе единой математической модели создан программный продукт, позволяющий находить оптимальные термодинамические параметры транспортируемого газа с помощью алгоритма оптимизации DSFD. В качестве критерия оптимизации выбран минимум затрат условного топлива в исследуемой теплоэнергетической системе сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.

8. Проведена проверка достоверности разработанной методики и математической модели путем измерений на действующих газокомпрессорных станциях. Проведенный эксперимент показал, что разработанная математическая модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам является адекватной и значимой.

9. Разработанная методика и программный продукт применялись при выполнении работ по оптимизации режимов электроприводных газокомпрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Саратов», что позволило выработать предложения по снижению затрат на компримирование газа. По результатам оптимизационных расчетов сформулированы конкретные рекомендации по выбору температуры и давления газа на выходе КС. Практическая реализация этих рекомендаций позволит снизить энергопотребление в системе на 3 %, т.е. сэкономить около четырёх миллионов рублей в месяц.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Ярунина, Наталья Николаевна, 2009 год

1. Алиев Р.А., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учебник для вузов. М.: Недра, 1988. — 285с.

2. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа. М.: ВНИИГаз. 1977. - 98с.

3. Анализ воздействия частотно регулируемых приводов нового поколения на питающую сеть /Иванов А.В., Фоменко В.В. //Газовая промышленность 2007. - №3. с. 74 - 77.

4. Антонова Е.О., Г.В. Бахмат, И.А. Иванов, О.А. Степанов Теплообмен при трубопроводном транспорте нефти и газа: Санкт-Петербург: Издательство Недра, 1999. — 228с., ил.

5. Апостолов А.А., Бикчентай Р.Н., Бойко A.M., Дашунин Н.В., Козаченко А.Н., Лопатин А.С., Никишин В.И., Поршаков Б.П. Энергосбережение в трубопроводном транспорте газа. — М.:ГУП Изд-во «Нефть и газ», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. 176с., илл.

6. Артемова Т.Г., Федорченко М.Ю. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов: Учебное пособие Ч. 1, 2. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1995. 41. 60с.; 4.2 55с.

7. Басниев К.С. Добыча и транспорт газа. М.: Недра, 1984. - 246с.

8. Бахмат Г.В., Еремин Н.В., Степанов О.А. Аппараты воздушного охлаждения на компрессорных станциях. СПб., Недра, 1994. 101с.

9. Белоконь Н.И. Термодинамика. М.:ГЭИ, 1954. - 416с.

10. Ю.Березин В.П., Бобрицкий Н.В. Сооружение насосных и компрессорных станций. М.: Недра, 1985. - 301с.

11. Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М., Козаченко А.Н. Оптимизация тепловых режимов газопроводов и установок охлаждения газа. Юбилейный сборник научных трудов «50 лет газопроводу Саратов - Москва», т.З. - М.: ИРЦ Газпром, 1996. - с. 113 - 118.

12. Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М., Панкратов B.C. Оптимизационные расчеты установок воздушного охлаждения газа в АРМ диспетчера КС.

13. Обз. инф. Серия: Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности. -М.: ИРЦ Газпром, 1993, с.35, ил.

14. Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М., Третьяков В.В. Оптимизация работы установок воздушного охлаждения природного газа //Газовая промышленность — 2002 №5 с. 80 — 82.

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

16. Борисов С.Н., Даточный В.В. Гидравлический расчет газопроводов. — М.: Недра, 1972. 109с.

17. Бородавкин П.П., Березин В.П. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987. - 253с.

18. Васильев Ю.Н., Смерека Б.М. Повышение эффективности эксплуатации компрессорных станций. М.: Недра, 1998. — 342с.

19. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А. Справочник работника газовой промышленности. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1989. - 286с.

20. Вольский Э.Л., Константинова И.М. Режим работы магистрального газопровода. Л., Недра, 1970. 168с.

21. Вольский Э.Л., Сухарев М.Г. Определение коэффициентов гидравлического сопротивления при неустановившемся движении газа по магистральному газопроводу. «Изв. Высшей школы, Нефть и газ», 1972, №6, с. 79-84.

22. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа. М.: Недра, 1991. 185с.

23. Громов В.В., Козловский В.И. Оператор магистральных газопроводов. М.: Недра, 1981.-300с.

24. Гусейнзаде М.А., Юфин В.А. Неустановившееся движение нефти и газа в магистральных трубопроводах. — М.: Недра, 1981. 232с.

25. Деточенко А.В., Михеев А.Л., Волков М.М. Спутник газовика. Справочник. М.: Недра, 1978.-311с.

26. Еремин Н.В., Степанов О.А., Яковлев Е.И. Компрессорные станции магистральных газопроводов. СПб., Недра, 1995. 335с.

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

28. Завальный П.Н. Оптимизация совместной работы системы «газопровод — нагнетатель ГТУ» // Газотурбинные технологии, 2001, №2. — с. 34 — 35.

29. Завальный П.Н., Ревзин Б.С. Повышение эффективности использования центробежных нагнетателей ГПА в газотранспортных системах. Екатеринбург: УГТУ, 1999. 105с.

30. Изон, Фентон. Сравнение численных методов оптимизации для инженерного проектирования // Конструирование и технология машиностроения, №1, 1974, стр. 99, изд-во «Мир».

31. Калинин А.Ф. «Оптимизация и регулирование режима работы систем охлаждения природного газа на компрессорных станциях». //Научно-технический сборник «Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения» М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004г - №2, с 33 - 41.

32. Камалетдинов И.М. Энергосбережение при эксплуатации аппаратов воздушного охлаждения на магистральных газопроводах. // Авторефератдиссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа-2002г.

33. Карасина Э.С. Теплообмен в пучках труб с поперечными ребрами. Известия ВТИ, №12, 1952. 137с.

34. Карпова Н.А., Галиуллин З.Т., Ходанович И.Е. К выбору технологического режима работы магистральных газопроводов с учетом неравномерности газопотребления. «Транспорт и хранение газа», 1968, №7, с.З — 9 с ил.

35. Карпов С.В., Тунгель Г.В., Максимов И.И. АВО газа: эффективность использования. М., Газовая промышленность, №4, 1989

36. Кашников О.Ю., Круглов Ю.В., Гришко С.В., Мостовой А.В., Хаса-нов Р.Н. Информационно — экспертная система эксплуатации участка магистрального газопровода. // Газовая промышленность, №9, 2002. — с.76-78.

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

38. Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: Нефть и газ. — 1993. — 463 с.

39. Комплекс моделирования и оптимизации режимов работы ГТС: обзорная информация газовой промышленности; сер. Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности. М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. 507с.

40. Коршак А.А., Нечваль A.M. Трубопроводный транспорт нефти, нефтепродуктов и газа: Учебное пособие для системы дополнительного профессионального образования. Уфа: ДизайнПолиграфСервиз, 2005 — 516с.

41. Кривошеин Б.Л., Новаковский В.Н. Метод термогазодинамического расчета магистральных газопроводов с учетом теплового взаимодействия ихс окружающей средой. Изд. АН СССР. Сер. «Энергетика и транспорт», 1971, №5, с.114-123.

42. Крылов Г.В., Полетыкина Т.П., Степанов О.А. Тепловые режимы газопроводов, проложенных в условиях Западной Сибири. М., ВНИИЭГаз-пром. Оьбзорн. информ. Сер. Транспорт и хранение газа, 1990. 36с.

43. Крюков Н.П. Аппараты воздушного охлаждения. М.: Химия, 1983 -168 е., ил.

44. Кудрина JI.B., Бидулина JI.M. Определение оптимальных технических решений системы линейных магистральных газопроводов при стационарном режиме течения газа. Экономика, организация и управление в газовой промышленности, 1968, №4, с.З — 12 с ил.

45. Кудряшов Б.Б, Литвиненко B.C., Сердюков С.Г. Вопросы достоверности тепловых расчётов магистрального газопровода // Журнал технической физики, том 72, выпуск 4, 2002. 27с.

46. Кунтыш В.Б., Кузнецов Н.М. Тепловой и аэродинамический расчеты оребренных теплообменников воздушного охлаждения, СПб.: Энерго-атомиздат, Санкт-Петерб. Отдел, 1992. — 280с., илл.

47. Лопатин А.С. Термогазодинамические модели газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. М.: РГУ нефти и газа, 1999. — 72с.

48. Максимов Ю.И. Новая конечно-разностная схема для расчета нестационарного движения газа по длинному газопроводу. Труды Всесоюз. науч.-исслед. ин-та природного газа, 1964, вып.21/29, cl 18-135 с ил.

49. Маланичев В.А., Миатов О.Л., Типайлов A.M. Разработка и модернизация вентиляторных блоков апрпаратов воздушного охлаждения. //Химическая техника, №2, 2004г., с. 10-12.

50. Методика по определению производительности нагнетателей для элек-. троприводных КС по параметрам нагнетателей и привода. М.: ВНИИГАЗ, 1990.-37с.

51. Методика теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного охлаждения. М.: ВНИИНЕФТЕМАШ, 1971. 32с.

52. Методические рекомендации для расчета систем охлаждения газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов. М.: ВНИИГАЗ, 1976.-149с.

53. Микаэлян Э.А. Эксплуатация газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов. М.: Недра, 1994. 303с.

54. Моделирование эффективности управления газотранспортной системой /Юкин А.Ф. // Газовая промышленность 2007. - №4. с. 60 - 62.

55. Нагнетатели и тепловые двигатели. /В.М.Черкасский, Н.В. Калинин, Ю.В. Кузнецов, В.И. Субботин. М.: Энергоатомиздат, 1997. - 384с.

56. Немудров А.Г., Черникин В.И. Уравнения характеристик центробежных компрессорных станций для расчета режимов работы газопровода. — «Газовая промышленность», 1966, №3, с.31 34 с ил.

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

58. Никишин В.И. Энергосберегающие технологии в трубопроводном транспорте природных газов. М.: Нефть и газ, 1998. — 350с.

59. Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтахов Е.М. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. М.: Недра, 1982. 169с.

60. Ногин Е.М. Анализ показателей надежности работы электроприводных ГПА ОАО «Газпром». // Научно-технический сборник «Транспорт и подземное хранение газа» М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002г - №4, с.3-7.

61. Обеспечение надежности магистральных трубопроводов //А.А. Коршак, Г.Е. Коробков, В.А. Душин и др. Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2000.- 170с.

62. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. Часть 1 Газопроводы (ОНТП 51-1-85).

63. Основы энергоресурсосберегающих технологий трубопроводного транспорта природного газа. / Б.П. Поршаков, А.А. Апостолов, А.Ф. Калинин,

64. Паппас М, Моради Дж. Усовершенствованный алгоритм прямого поиска для задач математического программирования // Труды американского общества инженеров и механиков, сер.В, Конструирование и технология машиностроения, №4, 1975г, Вашингтон, с. 158 — 165.

65. Перевощиков С.И. Оценка эффективности охлаждения газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов. // Известия высших учеб. заведений «Нефть и газ». Тюмень, 1997, №1. - с. 81 - 85.

66. Пиотровский А.С., Старцев В.В. Повышение надежности и эффективности работы компрессорных станций с газотурбинными ГПА. Обз. инф. Серия: Транспорт и подземное хранение газа. М.: ИРЦ Газпром, 1993, с.83, ил.

67. Повышение эффективности режимов работы компрессорных станций /Б.В. Будзуляк, С.Т. Пашин, С.В. Китаев, A.M. Шаммазов, И.Р. Байков //Газовая промышленность 2005. - №1. с. 23 - 25.

68. Подкопаев А.П. Аналитический метод расчета коэффициентов сжимаемости природных газов. М., Транспорт и хранение газа, ВНИИЭГазпром, №10,1980.-с. 25-31.

69. Попырин Л.С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. -М.: Энергия, 1978. 416с.

70. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки. М.: Недра, 1992. 238с.

71. Поршаков Б.П., Лопатин А.С., Назарьина A.M., Рябченко А.С. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. М.: Недра, 1992. 207с.

72. Посягин Б.С. Информационно-аналитический комплекс диспетчерского управления потоками газа ЕСГ России // Газовая промышленность, №9, 2002.-С.27-32.

73. Потери газа на магистральных газопроводах и в обвязке компрессорных станций. /В.И. Никишин, А.А. Апостолов, А.С. Лопатин, Б.П. Поршаков. — В кн.: сб. докл. 9 межд. деловой встречи «Диагностика-99», томЗ, М.: ИРЦ Газпром, 1999. с.67 - 78.

74. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. ВДР 39-1,10-006-2000. М., 2000.

75. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. /Под общей редакцией Коротаева Ю.П. и Пономарева Г.В. М.: Недра, 1965. -677с.

76. Седых А. Д., Галиуллин З.Т., Одишария Г.Э. Прогноз научно-технического прогресса в магистральном транспорте газа до 2015 года. — В кн.: Юбилейный сб. науч. трудов «50 лет газопроводу Саратов-Москва», Т.1.-М.: ИРЦ Газпром, 1996.-с. 121 141.

77. Седых А.Д. Потери газа на объектах магистрального транспорта. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 1993.-107с.

78. Седых З.С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом: Справочное пособие. М.: Недра, 1990. — 203с.

79. Селезнев В.Е, Алешин В.В., Клишин Г.С. Методы и технологии численного моделирования газопроводных систем. М.: Едиториал УРСС, 2002. - 448с.

80. Селезнев В.Е., Алешин В.В., Прялов С.Н. Численное моделирование газопроводов. М.: Едиториал УРСС, 2005.-108с.

81. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. Справочник. -М.: Недра, 1985. 213с.

82. Синицын С.Н., Барцев И.В., Леонтьев Е.В. Влияние параметров природного газа на характеристики центробежных нагнетателей. — «Труды Всесоюзного науч.-исслед. института природного газа», 1967, вып.29/37, с 253 261 с ил.

83. Синицын С.Н., Сухарев М.Г., Леонтьев Е.В. Расчет режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводов на ЭВМ. «Газовая промышленность», 1966, №12, с. 17 - 19 с ил.

84. Силаш А.П. Добыча и транспорт нефти и газа. Пер. с англ. — М.: Недра, 1980. Часть I. - 375с. Часть II. - 264с.

85. СНиП Ш-42-80 «Магистральные газопроводы». М.: Стройиздат, 1981. -79с.

86. Ставровский Е.Р., Сухарев М.Г. Статические методы расчета коэффициентов гидравлического сопротивления. М., ВНИИЭГазпром, 1970, 40с., с ил. (научно-техн. обзор из серии AT).

87. Степанов О.А., Иванов В.А. Охлаждение газа и масла на компрессорных станциях. Л., Недра, 1982. — 143с.

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

89. Технические условия на КС с газотурбинным и электрическим приводом. М.: ВНИИГАЗ, 1980. 52с.

90. Транспорт больших потоков газа с учетом тепловых режимов газопроводов и охлаждения газа на КС. /Карпов С.В., Галиуллин З.Т., Бордовский Г.П., Бикчентай Р.Н. // Газовая промышленность, 1972, №5, с. 14—17.

91. Трубопроводный транспорт газа /Бобровский С.А., Щербаков С.Г., Яковлев Е.И. и др. М.: Наука, 1976. 210с.

92. Трубопроводный транспорт нефти и газа (под общей редакцией Юфи-на В.А.). М.: Недра, 1978. 370с.

93. Тугунов П.И., Яблонский B.C. Прогрев грунта линейным источником при граничных условиях третьего рода. — Известия вузов. М., сер. Нефть и газ, 1963, №4, с. 31-34.

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

95. Численный анализ и оптимизация газодинамических режимов транспорта природного газа. /Селезнев В.Е., Прялов С.Н., Киселев В.В. и др. — М.: Едиториал УРСС, 2003.

96. Шаммазов И.А. Стабилизация режимов транспорта газа и напряженно-деформированного состояния газопроводов в сложных гидрогеологических условиях. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа 2006г.

97. Шеберстов Е.В. О точности расчета магистрального газопровода. «Газовая промышленность», 1973, №11, с. 14—16с ил.

98. Шпотаковский М.М. Охлаждение транспортируемого природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов: Методические указания. — М.: ГАНГ им. И.М.Губкина, 1991. 60с.

99. Шпотаковский М.М. Энергосбережение при эксплуатации КС // Газовая промышленность, 2002, №5, с. 80 — 82.

100. Щербаков С.Г. Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа. М.: Наука, 1982.- 197с.

101. Щуровский А. Выбор энергопривода для компрессорных станций магистральных газопроводов 2005 - №11 с. 23 - 27//, с.96

102. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири / Крылов Г.В., Матвеев А.В., Степанов О.А. и др. // Л.: Недра, 1985. 228с.

103. Эксплуатационнику магистральных газопроводов: Справочное пособие /Громов А.В., Гузанов Н.Е., Хачикян Л.А. и др. М.: Недра, 1987. \1вс.

104. Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие. / Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. — Тюмень: Изд. «Вектор Бук», 2002 -528 с.

105. ПЗ.Янгулов Е.Ю, Пиотровский А.С. и Соколов В.Р. Выбор оптимального количества работающих вентиляторов АВО газа на КС. М., ВНИИ-ЭГазпром: ЭИ: Транспорт и подземное хранение газа, вып.4, 1990.

106. API Specifications for Line Pipe, in API Standards, 14th ed, American Petroleum Institute, New York, 1985.

107. A Report of the European Gas Pipeline Incident Data Group //17th World Gas Conf. Milan, Italia, 1994.

108. Dahlgren E.G. Underground Storage of Natural Gas, API Drill. Practice, 1974.- 189p.

109. Daugherty R.A. Modern Developments in Prime Movers and Gas Compressors for the Gas Industry? Paper presented at AGA Conf. of Transmission and Storage, Operating Sec., Gas Supply, Pittsburgh, Pa., May 9 10, 1985.

110. Donald L. Katz, David Cornell, John A. Vary, Fred H. Poettmann, Charles E. Weinaug Handbook of Natural Gas Engineering. Mc Graw-Hill Book Company, Inc., 1965. — 357p.

111. Edmister W.C., Mc Garry RJ. Gas Compressor Design, Chem. Eng. Progr. 1989.- 121p.

112. Energy Balances of OECD countries 1990 1991. - OECD. - Paris, 1993.

113. Johnson T.W. and W.B. Berwald Flow of Gas through High Pressure Lines. U.S. Bur, Mines Monograph 6.

114. Kaufmann Klaus-Dieter, Feizlmayr Adolf H. Analysis pegs pipeline ahead of LNG for Caspian Area gas to China //Oil & Gas J. 2004. - Mar.8.

115. Kirby S. Chapman, Prakash Krishniswami, Virg Wallentine Virtual Pipeline System Testbed to Optimize the U.S. Natural Gas Transmission Pipeline System. Kansas State University. 2005. 135p.

116. Nisle R. G., Poettmann F.H. Calculation of the Flow and Storage of Natural Gas in Pipe, Petrol. Engr., 1955.

117. Petersen Clifford W., Corbett Kevin Т., Fairchild Doug P., Parka Scott, Macia Mario L. Improving long-distance gas transmission economics: X120 development overview //Proc. of Pipeline technology conf., 2004.

118. Rawlins E.L., Wosk L.D. Leakage from High Pressure Natural Gas Transmission Lines, U.S. Bur. Mines Dull. 1968. 265p.

119. Stephes M.M., Spencer O.F. Natural Gas Engineering, Pennsylvania State University. 1954. 145p.

120. Tranter J. Developing an Integrated Condition Monitoring System. //Proceedings of a Joint. Conf. Technology Show-case: Integrated Monitoring, Diagnostics and Failure Prevention, Mobile, Alabama, April 22 26, 1996, p. 587-598.

121. Weymouth T.R. Problems in Natural Gas Engineering, Pennsylvania State University. 1952. 185p.