Разработка методики выбора типа газоперекачивающего агрегата при реконструкции системы газопроводов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.13, кандидат технических наук Антонова, Елена Олеговна

• Антонова, Елена Олеговна
• кандидат технических наук
• 1996

Оглавление диссертации кандидат технических наук Антонова, Елена Олеговна

ВВЕДЕНИЕ.

1. СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ВЫБОР ТИПА ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ.

1.1. Обоснование использования системого подхода.

1.2. Методы системного анализа.

1.3. Граф причинно-следственных связей газотранспортной системы.

1.3.1 Оценочные критерии типа ГПА.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОТРАНСПОРТНОЙ СИСТЕМЫ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО РЕГИОНА.

2.1. Выбор параметров оценки газотранспортной системы

2.2. Анализ и оценка режимов работы компрессорных станций.

2.3. Оценка состояния силовых агрегатов.

3. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТИПА ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ.

3.1. Оценка и анализ существующих методик выбора типа газоперекачивающих агрегатов.

3.2. Факторы, влияющие на выбор критериев оценки силовых агрегатов.

3.3. Разработка критериев оценки силовых агрегатов

4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СУЩЕСТВУЮЩИХ ТИПОВ ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ АГРЕГАТОВ.

4.1. Критерии энергетической эффективности.

4.2. Критерии технологической эффективности

4.3. Комплексные критерии оценки

4.4. Методика определения экономической эффективности капитальных вложений в реконструкцию и техническое перевооружение компрессорных цехов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики выбора типа газоперекачивающего агрегата при реконструкции системы газопроводов»

Настоящая работа посвящена разработке критериев для обоснования выбора типа газоперекачивающего агрегата (ГПА) в условиях реконструкции газотранспортной системы.

В настоящее время магистральные газопроводы (МГ) по России протянулись на 144 тыс. км и образуют единую систему газоснабжения (ЕСГ). Она включает в себя 236 компрессорных станций (КС), на которых установлено более 4 тыс. ГПА. Это связано с тем, что сырьевой базой газоснабжения страны и поставок газа за ее границы являются месторождения Западной Сибири. Россия является обладателем крупнейшей в мире ЕСГ. На долю Западной Сибири приходится 92% сырьевой базы страны, в то время как основные потребители находятся в европейской части. Сейчас от западно -сибирских месторождений проложено 20 ниток магистральных газопроводов.

До 2003 года предусматривается строительство следующих транспортных систем: 1. Северные районы Тюменской области (СРТО) - Торжок, протяженностью 2675 км ; 2. Ямал - Торжок ( I, II, III нитки), протяженностью 2570 км каждая, годовая производительность 28-32 млрд. м3 ; 3. СРТО - Нечерноземье, протяженностью 2310 км ; 4. СРТО - Сургут - Омск ( II очередь ), протяженностью 950 км, производительность свыше 11 млрд. м3 в год; 5. Торжок - Запад для увеличения экспорта российского газа в Западную Европу и Польшу.

В то же время следует отметить, что доля находящихся в эксплуатации МГ продолжительностью от 30 до 40 и более лет неуклонно возрастает (табл. 1.1).

Таблица 1.1.

Продолжительность эксплуатации магистральных газопроводов

Срок службы труб, Длина, Удельный вес в лет км общей протяженности, % более 40 2313 1,1 от 30 до 40 23015 10,7 от 20 до 30 46932 21,8 от 10 до 20 63239 29,3 менее 10 79901 37,1

Итого 251400 100

Вместе с этим пластовое давление месторождений СРТО падает, и существующих мощностей, прежде всего на головных компрессорных станциях (ГКС), не хватает для обеспечения транспорта требуемого объема газа. В настоящее время российский газ поставляется через Украину и Белоруссию в 13 стран мира, среди которых Австрия, Франция, Италия, Германия и др. Для обеспечения надежности этих поставок необходима взаимосвязанная, целостная работа всей ЕСГ России.

Кроме того, следует иметь в виду, что плановая экономика, когда существовали строго определенные задания по добыче и транспорту газа, заменяется на рыночный способ ведения хозяйства. Новый подход в экономике заставляет по-новому взглянуть и на проблему транспорта газа. При интенсивной прокладке магистралей в 70-е и 80-е годы в расчет принимался лишь дефицит отечественных труб и низкие цены на энергоресурсы. В итоге принимались не энерго-, а металлосберегающие решения. Парадоксально, но факт - ситуация кардинальным образом не изменилась и в результате реформ, так как цены на газ еще в 4-5 раз ниже, чем европейские, а на металл - уже достигли западного уровня. В настоящее время особое внимание надо уделять разработке энергосберегающих решений для реконструируемых систем газопроводов.

Трубопроводный транспорт играет важную роль в успешном функционировании общественного производства. От эффективности его работы зависят результаты деятельности народного хозяйства России в целом. Оборудование КС и линейной части должно поддерживаться в нормальном техническом состоянии.

В настоящее время в связи с большим сроком эксплуатации МГ необходима реконструкция и модернизация оборудования КС с учетом новых требований, выдвинутых в результате реформ.

Настоящая работа посвящена актуальной теме - выбору типа ГПА в условиях реконструкции.

В первой главе расмотрен и обоснован метод системного подхода для выбора типа ГПА при реконструкции КС. Разработан граф причинно-следственных связей основных факторов, влияющих на выбор типа ГПА, на котором показаны основные задачи исследования. Вторая глава диссертации посвящена непосредственному анализу и оценке режимов работы КС. Дана характеристика района эксплуатации, и в целом содержание главы отражает современные сложившиеся условия работы на КС.

Следует заметить, что вопросу реконструкции КС посвящено относительно много работ институтов: ВНИИГаз, ТюменНИИ-Гипрогаз, ГАНГ им. И.М.Губкина, проектных организаций: Гипротру-бопровод, ВНИПИТрансгаз,.,заводов - изготовителей ГПА: НЗЛ им. Ленина, ТМЗ, Сумской завод им. Фрунзе и др., а также работы ряда ученых: С.П. Зарицкого, З.Т. Галиуллина, A.M. Назарьиной, В.И. Никишина, Б.П. Поршакова, Й. Шимачека, В.А.Щуровского и многих других.

Тем не менее этот вопрос по-прежнему остается актуальным для газовой промышлености, особенно в условиях перехода к раночной экономике, т.к. появляются новые типы ГПА и вопрос замены старых типов ГПА, морально устаревших и физически изношенных становится очень острым.

В третьей главе диссертации рассмотрены и проанализированы существующие методики выбора типа ГПА. Разработаны критерии оценки силовых агрегатов и определены основные факторы, влияющие на выбор этих критериев.

В четвертой главе работы проведена оценка эффективности существующих типов ГПА по разработанной методике. При этом использованы критерии энергетической и технической эффективности и комлексный критерий типов ГПА. Делается попытка упростить выбор типа ГПА по критериальному методу оценки. Комплексный критерий оптимального выбора ГПА в условиях реконструкции КС (на примере Уренгойского месторождения) позволяет осуществить выбор типа ГПА, максимально приспособленного для работы в данных условиях, что приведет к повышению надежности транспорта газа и снижению экономических затрат при последующей эксплуатации.

Вводимый комплексный критерий оптимального выбора ГПА может быть использован для планирования работы предприятий по выпуску энергоприводов для ГПА. Он также позволяет выбрать из имеющегося ряда ГПА такие агрегаты, которые имеют лучшие характеристики. При выполнении работы использованы персональные ЭВМ.

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ», Антонова, Елена Олеговна

ВЫВОДЫ

1. На примере работы ТКЦ-Ш Уренгойской КС и Богандинской КС-11 были проведены расчеты по определению численного значения комплексного критерия эффективности работы для оценки работы агрегатов ГТК-10-4 и "Коберра-182" сделан вывод о необходимости реконструкции КС.

2. Приведены характеристики новых типов ГПА, и с использованием комплексного критерия были предложены наиболее предпочтительные ГПА для реконструкции цеха.

3. Предложенная методика, в отличие от ранее предлагавшихся, использует безразмерные критерии оценки работы ГПА и выбора новых типов ГПА. Предложенная методика позволяет определить требуемую мощность КС в изменившихся условиях работы, а также число рабочих и резервных агрегатов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Таким образом, исходя из изложенного, оказывается, что современное состояние системы магистральных газопроводов Западной Сибири характеризуется повышенным износом силовых агрегатов компрессорных станций. Как показал анализ работы газопроводов, многие из них находятся в эксплуатации свыше 20 лет. Газоперекачивающие агрегаты уже выработали свой моторесурс и нуждаются в замене. Кроме того, в условиях перехода к рыночной экономике коренным образом меняется приоритет при выборе типов ГПА при их замене на КС. Одной из основных задач является выработка критериев, которые учитывают научно-технический уровень современных газоперекачивающих агрегатов, технологические условия трубопроводного транспорта и современные экономические реалии. Методика, разработанная в данной работе на основе системного анализа факторов, сводится к расчету комплексного критерия, учитывающего ранее указанные условия, а также коэффициенты влияния критериев на системный показатель качества ГТС и позволяющего оценить уровень ГПА качественными показателями, которые приведены в работе. Анализ, проведенный в данной работе, позволяет сделать следующие основные выводы.

1. Анализ состояния газотраспортной системы Западно -Сибирского региона показал, что силовое оборудование большинства КС выработало свой моторесурс и нуждается в реконструкции.

2. В настоящее время меняются условия работы ГТС Западной Сибири. Происходит уменьшение производительности, сооружаются дожимные компрессорные станции на месторождении.

3. Впервые разработан на основании метода системного анализа граф причинно-следственных связей факторов, влияющих на выбор типов ГПА при реконструкции КС.

4. В сложившихся условиях актуальным становится вопрос о реконструкции КС. Рассмотрены факторы, влияющие на выбор типа ГПА и выведены критерии оценки силовых агрегатов.

5. Проанализированы различные методики выбора типа ГПА. Дана их оценка, отмечены присущие каждой методике достоинства и недостатки.

6. В предложенной методике сформулирован комплексный критерий оценки выбора типа ГПА, включающий в себя критерии: экономический, эксплуатационный, технической надежности, а также коэффициенты влияния критериев на системный показатель качества ГТС. Предложенная методика позволяет определить необходимость реконструкции силового оборудования КС и" осуществить выбор ГПА. Выбор проводится на основании безразмерных критериев, что позволяет создать программу по их расчету и обеспечить достоверное сравнение результатов.

7. По разработанной методике на основании составленной программы проведены расчеты на ЭВМ комплексных критериев существующих типов ГПА, что позволяет выбрать наиболее оптимальый вариант типа ГПА. Расчеты проведены на примере Уренгойской и Богандинской КС и позволили определить количество рабочих и резервных агрегатов, их мощность и тип.

-105

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Антонова, Елена Олеговна, 1996 год

1. Александров A.B. Надежность систем дальнего газоснабжения. - М. : Недра, 1976. - 320с.

2. Альбом приведенных характеристик нагнетателей типа 280 Невского завода им. В.И. Ленина. Науч.тр.//ВНИИГАЗ, 1964. -с. 1 - 14.

3. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа./М. : ВНИИГАЗ, Союзэнергогаз, 1986. 37с.

4. Анализ режимов работы системы газопроводов СРТО Урал за 1993 - 94 г.г./Отчет о научно-исследовательской работе. Рук. Аршинов В.А. Тюмень : ТюменНИИГипрогаз, 1994. - 25с.

5. Антонова Е.О. Особенности выбора типа и количества газоперекачивающих агрегатов на дожимных компрессорных станциях./Сбор. докл. конф. Новые технологии в газовой промышленности. М. ГАНГ, 1995. с. 126.

6. Антонова Е.О., Полетыкина Л.К. Тенденции реконструкции стареющей системы газопроводов./Сбор. докл. науч. сем. Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Киев, 1995.

7. Арсентьева И. И. Нормальный и фактический расход топливного газа на компрессорных станциях./Серия Экономика: ВНИИЭГазпром. Выпуск №1. - М. : 1981. - с. 12 - 17.

8. Барцев И. В. Исследование технологических параметров компрессорных станций с центробежными нагнетателями природного газа. М. : Недра, 1978. 184с.

9. Бахмат Г.В., Еремин Н.В., Степанов O.A. Аппараты воздушного охлаждения газа на компрессорных станциях. СПб. : Недра,1994. с. 17 - 23.

10. Белоконь Н.И. Основные принципы. Термодинамика. М. : Недра, 1968. 110с.

11. И. Белоусов В.Д., Блейхер Э.М., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М. : Недра, 1978. 260с.

12. Борисов В.В. Управление магистральными газопроводами. М. : Недра, 1979. 321с.

13. Бренц А.Д. Техническая оценка транспортировки газа и его комплексная оценка.//Газовая промышленность. 1979. - №2. - с. 23 - 26.

14. Бутиков Ю.А., Чура Н.И., Широченский С.И. Конроль утечек из трубопроводов и оборудования. //Газовая промышленность. 1994. - №10. - с. 14 - 15.

15. Валесян И. А. Показатели оценки неравномерности в газоснабжении.//ЭИВНИИЭГазпрома. 1977. №2. - с. 37 - 39.

16. Ватрина А.Н. Эффективность использования авиадвигателей в газовой промышленности.//Газовая промышленность. -1979. №Ю. с. 53 - 57.

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

18. Временное положение о порядке обоснования, планирования, финансирования и расчета экономической эффективности реконструкции и технического перевооружения магистральных газопроводов. /М. ВНИИЭгазпром, 1986. 43с.

19. Галиуллин З.Т., Волчкова М.Н., Осипова А.Н. К вопросу определения сравнительной экономической эффективности ГТУ и электроприводных КС при строительстве в северных районах

20. Тюменской области.//М. : ВНИИЭГазпром. Сер. Экономика газовой промышлености, 1976. - №3. - с. 9 - 14.

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

22. Гречухин Е.М., Марголин Ю.А., Щуровский В.А. Современные требования к газотурбинным газоперекачивающим аппаратам.//Обз. инф. ВНИИЭГазпрома. Сер. Транспорт и хранение газа. 1980. - с. 1 - 38.

23. Димов Л.А. Диагностика газопроводов: поиск дефектов плюс расчеты напряженного состояния трубы.//Газовая промышленность. 1995. - №6. - с. 29 - 31.

24. Димов Л.А., Богушевская Е.М. Влияние характеристик грунтового основания на состояние подземных газопроводов.// Газовая промышленность. 1994. - №7. - с. 33 - 36.

25. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. Том II под редакцией Коротаева Ю.П., Моргулова Р.Д. М. : Недра, 1984. 288с.

26. Журавлев Ю.И. Унификация проточных частей компрессорных машин газотурбинных агрегатов.//Газовая промышленность. 1994. - №10. - с. 28 - 30.

27. Журавлев Ю.И. Газодинамические характеристики нагнетательной установки ГТН-16 со степенью повышения давления \)44. //Газовая промышленность. 1995. -№3. - с. 14-16.

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

29. Иванов В.А., Крылов Г.В., Рафиков Л.Г. Эксплуатация энергетического оборудования газопроводов Западной Сибири. М.:1. Недра, 1987. 144с.

30. Иванов В.А., Яковлев Е.И., Пушкин В.А., Клюк Б.А., Матросов И.В. Повышение эффективности работы трубопроводных магистралей. М. : ВНИИОЭНГ, 1993.

31. Иванов И.А., Антонова Е.О. Разработка иерархической модели диагностики газоперекачивающих агрегатов на КС./Сбор, докл. конф. Проблемы нефтегазового комплекса России. Уфа, У ГИГУ, 1995.

32. Иванов И.А. Исследование и прогнозирование характеристик ГПА с газотурбинным приводом при трубопроводном транспорте газа. М. : Недра, 1978. 167с.

33. Калинина A.A., Передрий Л.Я., Болотова В.Л. Методика выбора типа привода для газоперекачивающих аппаратов магистральных газопроводов./Сыктывкар : 1980. с. 8 - 18.

34. Клименко А.П., Крюкова А.Н., Чумаков В.Д. Эффективность применения электроприводных компрессорных станций.// Строительство трубопроводов. 1980. - №2. - с. 34 - 39.

35. Комягин А.Ф., Обищенко В.А. Регулирование скорости вращения электроприводных центробежных нагнетателей.// Газовая промышленность. 1972. - №2. - с. 31 - 35.

36. Костюк А.Г., Шерстюк А.И. Газотурбинные установки. М. : Высшая школа, 1979. 254с.

37. Критерии оценки замены газоперекачивающего оборудования /Э.И. Серия: Транспорт, переработка и использование газа в зарубежных странах. М. : ВНИИЭгазпром, 1986. - вып. 24 - 1 - 4с.

38. Крылов Г.В., Антонова Е.О. О критерии выбора типа ГПА на КС в условиях реконструкции./Сбор. докл. конф. Актуальныепроблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. М. ГАНГ, 1994.

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

40. Кучин Б.Л., Седых А.Д., Овчаров Л.А. Научно техническое прогнозирование развития систем газоснабжения. М. : Недра, 1987. 190с.

41. Ланчаков Г.А., Степаненко А.И., Недосека А.Я., Яременко М.А. Диагностика технического состояния трубопроводов и сосудов под давлением методом акустической эмиссии.//Тазовая промышленность. 1995. №3. - с. 26 - 30.

42. Лапшин Ю.Г. Моделирование компрессорных станций на мегистральных газопроводах./Науч.-тех. обз. ВНИИЭГазпром, 1976. 31с.

43. Ленг Р.П. Методика оценки технико-экономической целесообразности замены устаревших компрессорных агрегатов на магистральных газопроводах./Тюмень : ТюменНИИГипрогаз, 1985. 11с.

44. Максимов Ю.Н. Обоснование оптимальной единичной мощности ГПА./Науч. тр. ВНИИОЭНГ. 1972. - вып. И. - с. 25 31.

45. Методика и порядок оценки научно технического уровня научноисследовательских, проектных, конструкторских и технологических работ в организациях газовой промышлености (временная). М. : Мингазпром, 1987. 8с.

46. Микаэлян Э.А. Эксплуатация газотурбинных газоиерека-Почивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов. М. : Недра, 1994.

47. Назарьина A.M. Анализ состояния и перспективы использования газотурбинного привода на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Кан. дис. М. : ГАНГ, 1988. - 136с.

48. Никишин В.И. Методология модернизации и реконструкции компрессорных станций с учетом требований энергосбережения и охраны окружающей среды. Кан. дис. М. : ГАНГ, 1993. - 130с.

49. Нормативы стоимости строительства и эксплуатации газопроводов и сооружений на них. РТМ-1035-75. Киев: ВНИПИ-трансгаз, 1975. 80с.

50. Нормативы стоимости строительства и эксплуатации газопроводов и сооружений на них. РТМ-1035-86. Киев: ВНИПИ-трансгаз, 1986. 119с.

51. Обосновать и разработать планы реконструкции и технического перевооружения КС Главтюменьгазпрома на XII пятилетку./Отч. о науч.-иссл. работе. Тюмень : ТюменНИИ- Гипрогаз, 1990. с. 4 - 8.

52. Общесоюзные нормы технологического проектирования. Магистральные трубопроводы. 4.1.Газопроводы: ОНТП 51-1-85 /Мингазпром. М. 1986. - 220с.

53. Об утверждении индексов изменения сметной стоимости строительно-монтажных работ и территориальных коэффициентов к ним для перерасчета сводных сметных расчетов (сводных смет) строек. Постановление Госстроя СССР №94 от 11 мая 1984г.

54. Ольховский Г.Г. Энергетические газотурбинные установки. -М. : Энергоатомиздат, 1985, 303с.

55. Оценка целесообразности проведения капитальных ремонтов газотурбинных ГПА и их технического перевооружения. Отч. о науч.-иссл. работе. Тюмень : ТюменНИИГипрогаз, 1990. с. 50 - 60.

56. Пояснительная записка. Анализ работы КС систем МГ давлением 5,48 и 7,45 МПа, проходящих в одном технологическом коридоре./Отч. о науч.-иссл. работе. Тюмень : ТюменНИИГипрогаз, 1988. с. 5 - 28.

57. Поршаков Б.П., Бикчентай Р.Н., Романов Б.А. Термодинамика и теплопередача (в технических процессах нефтяной и газовой промышленности). М. : Недра, 1987. 210с.

58. Поршаков Б.П., Бикчентай Р.Н., Стрельцов И.А. Сопоставление различных видов энергоприводов и центробежных нагнетателей на компрессорных станциях магистральных газопроводов.// Газовая промышленость. 1961. - №1. - с. 50 - 56.

59. Поршаков Б.П. Возможность регенерации тепла на компрессорных станциях магистральных газопроводов./Науч. тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1971. вып. 97. - с. 70 - 73.

60. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки для транспорта газа и бурения скважин. М. : Недра, 1982. 184с.

61. Поршаков Б.П., Лопатин A.C., Назарьина А.М., Рябченко A.C. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. М. : Недра, 1992.

62. Предложения к плану реконструкции и техническому перевооружению КС ПО СТГ./Отч. о науч.-иссл. работе. Тюмень : ТюменНИИГипрогаз. 1994. - 8с.

63. Предложения к плану реконструкции и техническому перевооружению КС ПО ТТГ./Отч. о науч.-иссл. работе. Тюмень : ТюменНИИГипрогаз. 1994. - Юс.

64. Предложения о целесообразности сокращения ГПА на КС в динамике развития системных узлов Главтюменьгазпрома./Отч. о науч.-иссл. работе. Тюмень : ТюменНИИГипрогаз. 1989. - 40с.

65. Предложения по реконструкции КС системы МГ давлением 5,48 и 7,45 МПа, проходящих в одном технологическом коридоре./ Отч. о науч.-иссл. работе. Тюмень : ТюменНИИГипро- газ. 1994. -26с.

66. Провести анализ эксплуатации МГ Главтюменьгазпрма и обосновать целесообразность реконструкции./Отч. о науч.-иссл. работе. Тюмень : ТюменНИИГипрогаз. 1994. - 38с.

67. Разработать предложения по оптимальным режимам эксплуатации головных участков северных газопроводов./Отч. о науч.-иссл. работе. Тюмень : ТюменНИИГипрогаз. 1990.

68. Разработка математического обеспечения для оценки экспериментально-технических показателей функционирования ГПА./ Отч. о науч.-иссл. работе. Тюмень : ТюменНИИГипрогаз. 1991.

69. Ревзин Б.С., Ларионов И.Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа: справ, пособие. М. : Недра, 1991. 216с.

70. Ремизов В.В., Маслов В.Н., Ермилов О.М., Чугунов Л.С. Освоение газовых и газоконденсатных месторождений п-ва Ямал.

71. Газовая промышленность. 1994. - №7. - с. 32 - 34.

72. СНиП IV-5-82. Правила разработки единых районных единичных расценок на строительные конструкции и работы. Указания по применению единых районных единичных расценок на строительные конструкции и работы (ЕРЕР-84)/Госстрой СССР. -М., 1983. 65с.

73. СНиП IV-6-82. Приложение. Указания по применению расценок на монтаж оборудования/Госстрой СССР. М.: Стройиз-дат, 1983. - 16с.

74. Сухарев М.Г., Ставровский Е.Р. Оптимизация систем транспорта газа. М. : Недра, 1975. 196с.

75. Терентьев А.Н., Седых З.С., Дубинский В.Г. Надежность газоперекачивающих аппаратов с газотурбинным приводом. М. : Недра, 1979. 208с.

76. Харионовский В.В. Проблема ресурса газопроводных конст-кций.//Газовая промышленность. 1994. - №7. - с. 17-24.

77. Цигельников A.C., Галиуллин З.Т. Изменение технического состояния газотурбинных установок в течение межремонтного цикла. /Реф. сб. ВНИИЭГазпрома, сер. Транспорт и хранение газа. М. : ВНИИГАЗ, ВПО Союзэнергогаз. - 1976. - №8. - с. 3 - 10.

78. Шимачек Й. Выбор оптимальных газоперекачивающих агрегатов для компрессорных станций магистральных газопроводов в условиях газотранспортной состемы Чехословакии. Кан. дис. М. : ГАНГ, 1983. 351с.

79. Шмидт Г.Б., Антонов Г.П., Шицко С.А. Строительство компрессорных станций с агрегатами ГТК-10-4.//Строительство газопроводов. 1979. - №1. - с. 26 - 27.

80. Щуровский В.А. Определение характеристик газотурбин- ных установок методом малых отклонений.// Газовая промышленность. 1969. - №11. - с. 20 - 25.

81. Щуровский В.А., Корнеев В.И. Обобщенные характеристики ГТУ с разрезным валом, используемых для привода нагнетателей природного газа./Реф. сб. ВНИИЭГазпрома, сер. Транспорт и хранение газа. - 1974. - вып. 2. - с. 8 -12.

82. Юфин В.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М. : Недра, 1978. 407с.

83. Яковлев Е.И., Иванов В.А., Клюк Б.П., Матросов В.И. Трубопроводный транспорт жидких и газообразных энергоносителей. М. : ВНИИОЭНГ, 1993.

84. Яковлев Е.И., Иванов В.А., Шибнев A.B., Матросов В.И., Рафиков Л.Г., Клюк Б.П. Модели технического обслуживания и ремонта систем трубопроводного транспорта. М. : ВНИИОЭНГ, 1993.

85. Яковлев Е.И., Крылов Г.В. и др. Методика оперативного управления режимами сложных газотранспортных систем в условиях неполной информации. Киев : Союзгазпроект, 1986. 95с.

86. Яковлев Е.И., Сосенко А.Е., Куликов В.Д., Шарабудинов Ю.К. Трубопроводный транспорт в сложных условиях. М. : ВНИИОЭНГ. 1992.

87. Fact File Indactrial Gas Turbines. General Elektric, GEZ 7033-7038, 1980, p.p. 97.

88. Gerend R., Roudhill I. Correlation of gas turbine engine weights and dimensions. AIIAA papeer, 1970, N 669, p.p. 23.

89. Saravanamuttoo H.L.H., Mac Isaac B.D. Thermody namic models for pipeleine gas turbine diagnostics. Transactions of the ASME, 1983, 83-GT-235, p. 875-884.

90. Stanoveni technickych parametru agregatu pro nove kompesni stanice v CSSR. Praha, Plynoprojekt, 1980. - 86 str.

91. Simacek J.Komplexni kriterium optimalnosti vyberu typy spalovaci turbiny pro kompresorove stanice plynovodu. Praha, SNTL, Plyn, 1983, s.2

92. Weeks R.Y. Whu only real alternative avialable is nuclear. Energy world,1982,N 93.p.p.l3-16.

93. Wilkinson N.L. Acase for nuclear energy. Chemical engineer, 1981, N369, p.p. 288 a 288 d.стр.

94. Характеристика магистральных газопроводов с давлением 5,48 и 7,45 МПа, находящихся в одном технологическом коридоре.117

95. Показатели работы парка ГПА по объединению Тюменьтрансгаз за 1990-1994 г.г.120

96. Динамика изменения количества вынужденных остановок и их причин за 1993-1994 г.г. на КС ПО Тюменьтрансгаз.121

97. Использование парка ГПА по времени в ПО Тюментрансгаз за 1993-1994 г.г.125

98. Структура парка ГПА Главтюменгазпрома за период 1985-1994г.г.126

99. Показатели надежности агрегатов типа "Коберра-182"за время их эксплуатации на КС ПО "Сургуттрансгаз".128

100. Показатели надежности ГПА с СТД-12,5 за период их эксплуатации в ПО "Сургуттрансгаз" с 1989 года.130

101. Техническая характеристика КС ПО Сургуттрансгаз.132

102. Показатели надежности агрегатов типа ГТК-10-4 за времяих эксплуатации на КС ПО Сургуттрансгаз.134

103. Показатели работы ГПА по объединению Сургуттрансгазза 1993 1994 г.г.1351. КС-11.144

104. Определение коэффициентов влияния критериев на системный показатель качества ГТС. 146

105. Характеристика магистральных газопроводов с давлением 5,48 и 7,45 МПанаходящихся в одном технологическом коридоре.

106. Наименование КС Наименование газопроводов Базовый выриант

107. Тип привода Тип нагнетателя Количество установленных агрегатов, шт. Производительность, млн.м3/сут. Суммарная мощность, МВт

108. Пангодинская Надым Пунга IV, Уренгой ГТК-10-4 370-18-1 32 (24+8) 360,8 320- Грязовец V, Уренгой 1. Новопсков VII, Медвежье

109. Надым I, Медвежье ГТК-16 Н-16-75 6 (4+2) 157,0 961. Надым I

110. Надымская Надым Пунга IV, Уренгой ГТК-10-4 370-18-1 32 (24+8) 358,0 320- Грязовец V, Уренгой 1. Петровск VI, Уренгой 1. Новопсков VII, Надым 1. Пунга III

111. ГТК-25И Крезо-Луар 3 (2+1) 157,0 75

112. Л. Юганская IV, V, VI, VII ГТК-10-4 370-18-1 32 (24+8) 366,3 320

113. II, III ГТ-6-750 Н-300-1,23 12 (8+4) 155,9 \ 72

114. ГТК-10-4 370-18-1 6 (4+2) 60

115. Сорумская IV, V, VI, VII ГТК-10-4 370-18-1 32 (24+8) v 368,6 320

116. II, III ГТ-6-750 Н-300-1,23 12 (8+4) 156,6 72

117. ГТК-10-4 Крезо-Луар 3 (2+1) 75

118. Казымская IV, V, VI, VII ГТК-10-4 Н-370-18-1 32 (24+8) 365,9 320

119. И, III ГТ-6-750 Н-300-1,23 12 (8+4) 157,5 72

120. ГТК-10-4 370-18-1 9 (6+3) 9011аименование КС Наименование газопроводов Базовый выриант

121. Тин привода Тип нагнетателя Количество установленных агрегатов, шт. Производительность, млн.м3/сут. Суммарная мощность, МВт

122. Перегребное IV, V, VI, VII ГТК-10-4 370-18-1 16 (12+4) 360,0 160

123. ГПУ-10 370-18-1 16 (12+4) 160

124. I ГТК-10-4 370-18-1 4 (3+1) 86,5 40

125. Пунгинская I, " ГТ-6-750 Н-300-1,23 12 (8+4) 7з;э 72

126. Комсомольская I, И, III ГТ-6-750 Н-300-1,23 17 (11+6) 124,9 102

127. VI, VII ГТК-10-4 370-18-1 32 (24+8) 462,3 320

128. У р-Центр-1, Ур-Центр-П, ГПА-Ц-16 НЦ-16/7,45 5 (3+2)6 801. Ям-Елец-1

129. Узюм-Юганская VI, VII ГТК-10-4 370-18-1 16 (12+4) 184,3 160

130. Пелымская VI, VII, Центр-1, ГТК-10-4 370-18-1 16 (12+4) 160

131. Центр-П, Елец-1 ГТН-16 Н-16-76 10 (6+4) 449,0 160

132. ГПА-Ц-16 НЦ-16/7,45 5 (3+2) 80

133. II, III ГТ-6-750 Н-300-1,23 17 (11+6) 123,9 102

134. Ивдельская VI, VII, Центр-1, Центр-П, ГТК-10-4 370-18-1 16 (12+4) 160

135. Елец-1 ГТН-16 Н-16-76 10 (6+4) 445,7 160

136. ГПА-Ц-16 НЦ-16/7,45 5 (3+2) 80

137. II, III ГТ-700-5 280-12-4 5 (4+1) 21,25

138. ГТ-700-6 370-14-1 9 (6+3) 122,1 54

139. ГТ-6-750 Н-300-1,23 6 (4+2) 36

140. Краснотурин- VI, VII, Центр-1, Центр-П, ГТК-10-4 Н-370-18-1 8 (6+2) 80ская Елец-1 ГТН-16 Н-16-76 15 (9+6) 472,9 240

141. ГПА-Ц-16 НЦ-16/7,45 5 (3+2) 801. Наименование КС1. Краснотурин-ская1. Н. Туринская Лялинская1. Наименование газопроводов1. II, III1. II, III

142. VI, VII, Центр-1, Центр-П, Елец-11. Тип привода1. ГТ-700-5 ГТ-750-5 ГТК-161. Гт-700-5 ГТ-750-61. ГПУ-10 ГПА-Ц-161. Тип нагнета-геля280.12-4 370-14-1 Н-16-75280.12-4 370-14-1370.18-1 НЦ-16/ 7,451. Базовый

143. Количество установленных агрегатов, шт.5 (4+1) 9 (6+3) 3 (2+1)5 (4+1) 12 (8+4)16 (12+4) 15 (9+6)выриант

144. Производительность, млн.м3/сут.117,4115,1464,31. Суммарная мощность, МВт21,25 54 4821,25 72160 240

145. Средние показатели работы парка ГПА по объединению Тюменьтрансгаз за 1990, 1994 г.г.

146. Тип уста- Кол-во ГПА, шт. Работа под Коэф. Коэф.техн. Наработкановл. ГПА нагрузкой, готовн. использ. на одинч. отказ, ч.установ. резерв. 1990 год

147. ГТ-700-5 15 3 120822 0,866 0,876 4801

148. ГТ-750-6 30 10 187058 0,845 0,876 4515

149. ГТ-6-750 100 31 538044 0,804 0,782 2195

150. ГТК-10-4 263 68 1359912 0,805 0,793 2606

151. ГТК-10-4 А 88 22 453940 0,760 0,741 1030

152. ГПУ-10 24 6 131317 0,831 0,812 1264

153. ГПУ-10А 48 14 253985 0,748 0,784 869

154. ГТК-ЮИ 5 1 45682 0,832 0,866 917

155. ГТК-16 9 3 63572 0,645 0,594 2723

156. ГТН-16 30 6 128521 0,494 0,517 620

157. ГТК-25И 6 2 54522 0,840 0,728 1917

158. ГТК-25ДБ 15 5 93509 0,743 0,706 742

159. ГТК-25АЕГ 36 12 191615 0,745 0,820 724

160. ГТН-25НЗЛ 9 3 41031 0,615 0,647 313

161. ГПА-Ц-16 117 28 476443 0,711 0,830 8291. В целом по объединен ию 795 214 3879973 0,782 0,788 13791994 гол

162. ГТ-700-5 15 3 140141 0,859 0,861 9103

163. ГТ-750-6 30 10 212860 0,845 0,868 3576

164. ГТ-6-750 102 32 608838 0,797 0,811 4092

165. ГТК-10-4 256 68 1454407 0,810 0,566 3115

166. ГТК-10-4 А 88 25 495699 0,293 0,829 1364

167. ГПУ-10 24 6 164478 0,864 0861 1232

168. ГПУ-10А 48 14 284679 0,818 0,831 1675

169. ГТК-10И 5 1 66024 0,889 0,814 1000

170. ГТК-16 9 3 86044 0,698 0,669 3069

171. ГТН-16 35 10 168992 0,480 0,525 675

172. ГТН-25И 6 2 74514 0,717 0,791 1513

173. ГТК-25ДБ 15 5 123224 0,816 0,743 154

174. ГТК-25АЕГ 32 12 248370 0,804 0,793 1615

175. ГТН-25НЗЛ 15 5 83483 0,573 0,613 308

176. ГПА-Ц-16 195 86 698553 0,771 0,797 12711. В целом по объединен ию 883 261 4350606 0,779 0,778 1863