автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Энергоэффективность компримирования природного газа на промысле при неравномерности показателей эксплуатации основного газоперекачивающего оборудования

005048601

На правах рукописи

ВОРОНЦОВ МИХАИЛ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ КОМПРИМИРОВАНИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ПРОМЫСЛЕ ПРИ НЕРАВНОМЕРНОСТИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОСНОВНОГО ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

Специальность 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы в нефтяной и газовой

промышленности

АВТОРЕФЕРАТ

диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

г 4 ЯНВ 2013

Москва 2012

005048601

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ».

Научный руководитель -

доктор технических наук Козлов Сергей Иванович

Официальные оппоненты:

Ведущая организация ■

Калинин Александр Фёдорович

доктор технических наук, профессор кафедры Термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Стурейко Ольга Петровна

кандидат технических наук, главный научный сотрудник Отдела прогнозных ресурсов углеводородов ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Ухтинский государственный технический университет, г. Ухта

Защита состоится «13» февраля 2013 г. в 13 час. 30 мин, на заседании диссертационного совета Д 511.001.02, созданном на базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу: 147717, Московская обл., пос. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2 этаж, конференц-зал ОНТЦ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан « А Г»

2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, канд. техн. наук

Курганова Ирина Николаевна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Эффективность использования энергии является важным показателем научно-технического и экономического развития страны. В настоящее время в России удельные затраты энергии на единицу ВВП выше чем в США в 4 раза, Японии в 3,6 раза, Германии в 2,5 раза. Поэтому снижение энергопотребления (энергосбережение) — важная задача для всех отраслей экономики России.

Энергосбережение — одно из основных направлений развития ОАО «Газпром». Одним из наиболее энергоёмких технологических процессов является компримирование природного газа. Газоперекачивающие агрегаты (ГПА) компрессорных станций (КС) потребляют 80-85 % общих затрат газа на собственные технологические нужды. В частности, на промысловых дожимных КС (ДКС) затраты на топливный газ для ГПА в период падающей добычи могут достигать 50 % в общей структуре эксплуатационных затрат. Кроме того, изучение режимов работы промысловых технологических систем показало, что, как правило, ДКС работают на нерасчётных режимах, вследствие различия проектных и фактических показателей разработки, несовпадения фактических характеристик оборудования и принятых при проектировании, неравномерности режимов работы (сезонной, суточной) и др.

Данное обстоятельство не позволяет реализовать потенциал эффективности проектных решений и в основном приводит к перерасходу топливного газа (энергопотребления) относительно проектных значений. В наиболее тяжёлых случаях требуется внеплановая реконструкция ДКС для адаптации к изменившимся условиям работы, что приводит к дополнительным финансовым затратам. Таким образом, оценка показателей эффективности возможных нерасчётных режимов работы при проектировании промысловой технологии компримирования имеет большое практическое значение, особенно для удалённых добычных объектов крайнего севера, арктического шельфа.

Поэтому исследование энергоэффективности промысловых технологий компримирования газа в условиях неравномерности и отклонения от проектных значений показателей эксплуатации основного газоперекачивающего оборудования является актуальной темой диссертации.

Целью диссертационной работы является разработка новых научно-обоснованных методов повышения энергоэффективности компримирования природного газа на промысле при неравномерности и отклонении от проектных значений показателей эксплуатации основного оборудования, компрессоров и приводных двигателей в составе газоперекачивающих агрегатов.

Задачи исследования

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

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

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

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

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

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

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

Научная новизна работы

В результате выполнения диссертации разработаны:

- методика моделирования ГДХ центробежных и осевых компрессоров с использованием двухпараметрических аппроксимационных уравнений, обеспечивающая высокую точность описания ГДХ (не ниже 1,0-3,0 %) как для низко-, так и высоконапорных, одно- и многоступенчатых модификаций;

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

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

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

Защищаемые положения:

1. Методика моделирования ГДХ с использованием двухпараметрических аппроксимационных уравнений, позволяющая с высокой точностью (1,0-3,0 %) описывать ГДХ низко- и высоконапорных модификаций осевых и центробежных компрессоров, как одно-, так и многоступенчатых конструкций.

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

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

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

Практическая ценность работы

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

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

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

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

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

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы, включающего 145 наименований. Работа изложена на 155 страницах, включая 86 рисунков и 38 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснован выбор направления исследования и его цель, определены основные задачи, показана их актуальность, научная и практическая значимость.

В первой главе рассмотрены существующие и перспективные технологии компримирования газа на промысле. Проведен количественный анализ динамики фактических показателей эксплуатации ДКС с газотурбинными ГПА в годовом, квартальном и сезонном (зима, лето) временных разрезах, а также их соответствия проектным значениям. Определялись амплитуда изменения, среднеквадратичное отклонение, коэффициент вариации и величина отклонения от проектных значений для температуры на входе ( Тн ), давления на входе-выходе (РН,РК) ЦБК/ДКС, производительности ДКС, при стандартных условиях (q, млн ст.м3/сут).

На примере ДКС Уренгойского и Ямбургского НГКМ показано, что в течение одного квартала отклонение от среднего значения производительности может достигать 28,4-37,8 %, а для входного давления 16,9-48,8 %. Максимальные отклонения от среднегодового значения достигают 57,1 % и 58,3 % для производительности и давления соответственно. Снижение входного давления относительно проектных значений достигает 15,0 %.

Вопросами энергоэффективности компримирования природного газа занимались Генкин К.И., Белоконь Н.И., Поршаков Б.П., Промтов А.И., Семичев В.Г., Доброхотов В.Д, Смерека Б.М., Щуровский В.А, Аркский А. К., Галиуллин З.Т., Хворов Г.А., Стурейко О.П.

Исследование нерасчётных режимов газоперекачивающего оборудования и обоснование перспективности их исследования впервые выполнены Е.В. Леонтьевым в середине 70-х годов для КС магистральных газопроводов (МГ). Анализ фактических режимов показал, что по сравнению с КС МГ для ДКС характерны более высокие степени неопределённости и динамика изменения показателей эксплуатации.

Во второй главе представлена методика расчёта режимов работы ГПА, оснащённых различными типами приводных двигателей и компрессорных машин: газотурбинная установка (ГТУ), поршневой двигатель (ПД), центробежный и осевой (ЦБК и OK), поршневой и винтовой (ПК и ВК) компрессоры, рассмотрены существующие способы моделирования газодинамических характеристик лопаточных компрессоров - ЦБК и ОК.

В качестве критерия для сравнения энергоэффективности работы систем компримирования с использованием различных типов компрессоров и двигателей принят удельный расход топливного газа: расход ТГ (Ятг)> отнесённый к производительности ГПА (<]),- параметр определяет затраты ТГ на единицу объёма продукции, тыс.м3/млн. м3.

где И? - удельная мощность компримирования: потребная мощность «на валу» привода {Ме), отнесённая к производительности ГПА (?), определяющая энергозатраты на единицу объёма продукции, кДж/(млн м3/сут); це - эффективный КПД привода.

Методика расчёта режимов работы ГПА включает в себя определение показателей свойств и процесса сжатия природного газа {Ъ - коэффициент сжимаемости; к - показатель адиабаты; т(, - температурный и объёмный показатели политропы), параметров режима работы ГПА (С? - производительность, м3/мин; е - степень сжатия (отношение давлений); п - частота вращения ротора компрессора (ГПА), об/мин; Тк - температура нагнетания, К), показателей энергоэффективности оборудования ГПА и в целом ДКС^к - КПД компрессора, т]е - эффективный КПД привода,

При расчёте значений КПД агрегатов ГПА учитывается изменение КПД при отклонении от номинального режима работы: г)к =Г]^еж т]^ом, Ле = ■ Пё"м ■ Здесь Чпс^/ном, где г]„сп, т]"ом - КПД на рассматриваемом

режиме работы и его номинальное значение, определённые по паспортной характеристике оборудования.

Номинальные значения КПД привода (т]Ц0М) и компрессора назначаются на основании обобщения данных каталогов, нормативных документов и фактических характеристик оборудования. Влияние режима работы учитывается по обобщённым характеристикам компрессоров и приводных двигателей, безразмерным зависимостям: г/к = г}„(п,(),е), >/«. =ч\мепр),

где безразмерные параметры определяются по формулам вида ~Х = X/ ;

/

__Гу* р

Ы, - эффективная приведённая мощность на валу ГТУ, д/^ = к" ■ > гдс

* "Р У 1а га

N

кз = - коэффициент загрузки мощности привода.

я. '

Параметры режимов работы исследуемой системы (ДКС и ГПА) можно разделить на внешние и внутренние (рисунок 1).

Параметры эксплуатации (Внешние параметры) Параметры оборудования (Внутренние параметры)

1 * ± +

Параметры

окружающей

среды:

- атмосферное давление (Ра).

- температура атмосферного воздуха (Та).

Технологические параметры:

- давление на входе ЦБК {Р„ );

- давление на выходе ЦБК (Рк );

- температура на входе ЦБК (Г„ );

- компонентный состав газа.

Параметры компрессора: - КПД

рГ.пГ)

Параметры привода:

- эффективный кпд

- номинальная мощность (и"'" );

- коэффициент загрузки мощности привода (К,");

- механический кпд

Рисунок 1 - Параметры режимов работы ГПА Влияние параметров режима (рисунок 1) на энергоэффективность ГПА определяется по методике, основанной на методе малых отклонений (МО).

Расчётные зависимости в виде МО получаются в результате линеаризации точных уравнений. Так, формула (1) для критерия энергоэффективности в виде МО примет вид: &}'тг = ^^ ~ ~~ ^Г" •

Для учёта влияния всех интересующих нас показателей эксплуатации (рисунок 1) уравнение для представляется в виде системы двух уравнений (2) в виде МО:

^ТГ = = {чГ^^Г ,Пмех,Та ,Ра ,днр))

1=1 5

уд дв

Чтг-Х,

У«5*?' = 0Л-Рн,Рк,Л))

,=1 "е 'л>

(2)

где 8Х, - относительное изменение параметра Х^ X'.', X* - параметры, определяющие режим работы привода и газового компрессора; К-Ч#х. ~

коэффициент влияния, определяющий как изменяется значение функции У при увеличении (уменьшении) аргумента X на 1,0 %.

Значения Ку х определяются по формулам вида:

К

ул

ж

дх.

(3)

где Х;0, У0 - значения на расчётном режиме; "У/1х - частные производные от

функции определяемого параметра У по аргументам X,.

Частные производные параметров Ъ ,ту и су, в формулах для КУ)Х технологических параметров ( ^, , К^

ту,Е

др.) определяются числено по формуле Стерлинга (центральной разностной производной):

+ (4)

где Ь - величина шага для аргумента х функции /.

Основу моделирования режима работы компрессорной машины (КМ) составляет математическое описание её характеристики, точность описания которой определяет точность оценки энергопотребления ГПА. Математическая модель характеристик КМ включает в себя аппроксимацию фактических данных и методику их пересчёта на иные условия работы (Т„, состав газа, п).

Для моделирования ГДХ ЦБК в газовой промышленности получил широкое распространение метод приведённых характеристик. Основу модели составляют зависимости £ = £(<2„р), '/„ = ?/„(2„я), полученные для одной (базовой) частоты вращения ротора ЦБК (п ). Для аппроксимации используют

полиномы вида ¿г = £а; ;;„ =Ха;;, <2„р', где а, - коэффициенты полиномов,

.=0 <=0

т - степень полинома. Точность аппроксимации в соответствии с методом наименьших квадратов обеспечивается выбором степени полинома ш, исходя из минимума среднеквадратичного отклонения расчётных и фактических значений. Пересчёт на иные условия работы осуществляется по уравнениям (5), которые являются частным случаем общих уравнений теории подобия лопаточных машин (таблица 1).

е=б-

£ =

N.

I

1+2прКпрТнГЫ(£У<>-1

а

N.

I

Рн Р»

Пп=Лп

(5)

п„к т}'пк з

где <у = -¿зр, о" = ; р„ - плотность (кг/м ) газа на входе в компрессор;

ы, - внутренняя мощность ЦБК (кВт, МВт). Индексом пр обозначены

параметры приведения ГДХ, штрихом - параметры пересчёта на «новые» условия работы.

Таблица 1 - Формулы расчёта ГДХ ЦБК при изменении условий его работы

№ п/п Допущения Расчётные зависимости

Производительность удельная работа (напор) Полигроп-ныйКПД Внутренняя мощность ЦБК

1 Общий вид » Кг ( 1 н'.-н.- " ' ' п \ "PJ П п = Пп 1 Р. ( " Кг N П Кг 1 \

2 (при £<1,5) Q-Q"- п 1 Р„ п '

3 II ч ч. ' Р. п п у > N (е),па '

К2 ~ У"/(, ' коэффициент изменения удельного объёма (отношение удельных объёмов на входе и выходе! ТЕК)

Известно, что зависимости метода приведённых характеристик (таблица 1, строка 2) верны в случае 6< 1,5, а допущение о равенстве КПД (т]п =т]п) выполняется приближённо, и только для одно- и двухступенчатых ЦБК. Погрешность пересчёта увеличивается с ростом е, отклонением от условий подобия по числам Маха и Рейнольдса, показателю адиабаты (Re = idem, Mu= idem, k=idem), а также от области автомодельности (Re > 1-Ю6, Mu< 0,6).

При моделировании высоконапорных многоступенчатых ЦБК необходимо учитывать изменения kv2 (таблица 1, строка 1) и т^. Аналитические

зависимости для определения данных параметров отсутствуют, существующие расчётные методы (вычислительная газовая динамика, использование характеристик модельных ступеней) характеризуются сложностью и трудоёмкостью, требуют большого количества исходных данных и, в основном, используются разработчиками КМ.

Эмпирические зависимости имеют ограниченную область применения, например формулы для kv2 (таблицы 1, строка 3) могут применяться только для

одноступенчатых ЦБК. Поэтому наиболее надёжным способом определения вида ГДХ многоступенчатых ЦБК является проведение испытаний при различных частотах вращения. Экспериментальные данные удобно аппроксимировать двухпараметрическими уравнениями:

Н = а1;1 +aV2FK +a.viFK л-Q'(а2;1 + а2;2FK + а2;3

где п = — - относительная частота вращения ротора компрессора;

^ = относительный политропный КПД; е = — - безразмерная л/

производительность; ТГ^-' безразмерный напор; = - параметр,

учитывающий фактическое изменение параметров ГДХ с изменением п.

Значения коэффициентов ак т и Ьк т определяются в результате решения

системы линейных уравнений, в качестве исходных данных используются значения экспериментальных параметров ГДХ для трёх различных частот вращения ротора ЦБК. В случае изменения параметров 2„р,£„р,1„р значения коэффициентов т и Ьк т в (6) и (7) определяются по формулам вида:

ак,т - ак,т "

¡41 к-1 Г ' \ нпр П ад т-

"ч, ^"Р у гтпр {»ад

(8)

В третьей главе проведена оценка методической погрешности метода МО (ММО), влияния компонентного состава газа и выбора уравнения состояния на результаты расчёта показателей энергоэффективности, а также сравнительный анализ способов моделирования ГДХ ЦБК, рассмотренных в главе 2.

Методическая погрешность ММО обусловлена допущением Ду ~ с1у при проведении линеаризации точных зависимостей. Из сравнения результатов расчёта и по точным формулам и формулам в виде МО (2) следует, что погрешность определения по уравнениям в виде МО всегда меньше величины отклонения параметров работы ГПА. Погрешность расчёта не превышает 1,0 % при изменении удельной мощности = ±20,0 % и 6Р„ от

минус 15,0% до плюс 7,0 % Таким образом, точность уравнений в виде МО удовлетворяет целям данного исследования.

Определено, что выбор уравнения состояния не оказывает существенного влияния на точность расчётов по ММО, вследствие малой величины коэффициентов влияния К2Р (0,10-0,15) и К2Т (10-10"5-16-10"5). Указанные

значения получены в результате расчётов с использованием расчётной процедуры НТП МГ (Нормы технологического проектирования МГ), уравнений Пенга-Робинсона, Бенедикта-Вэбба-Рабина, Соаве-Редлиха-Квонга.

Сравнительный анализ точности методик пересчёта ГДХ с учётом изменения ку2 (таблица 1, строка 3) и без него (метод приведённых

характеристик) проведён с использованием данных о характеристиках ЦБК различного назначения, напорности и конструктивного исполнения,

опубликованных в литературе (таблица 2), и фактических режимов работы ЦБК в составе ГПА ДКС (СПЧ 498-16-46/1,7).

Определялись максимальная величина погрешности /7„ и е, и их влияние на расчёт показателей энергоэффективности ГПА, и (рисунок 2). Также учитывалась погрешность определения расхода на границе помпажа.

50

н

о '—-

К

а зо

сз К со

§20 я

10

г - - 4-( ;х ступениап ю ЦБК

! :< |

У) \ \ \ \ ► \ \ \ расх ожден ие чи< ел Ма <а

/

•7/ ■■ '1/ • ' 4 : 1 7 \ \ \ \ \ \ \ \ \

1 // | 1 / . / 1 / 1 / \ \ \\ \\ \ \

у{

а)

1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 Степень сжатия (отношение давлений)

к

ё 50

«40

X <о

а зо

и 13 X и 33 о

20

10

0

4-ёх ступенчать |е ЦБК

[ / ение 41 1сел М аха

I

1/

а

• // У/,' -т—^ ^—

Д 1- — -.......-.....1- -

1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5

д^ Степень сжатия (отношение давлений)

Рисунок 2 - Погрешность определения параметров работы ГПА для различных методик пересчёта ГДХ ЦБК: а) Погрешность определения ?]„,£; б) Погрешность определения мощности ¿Nf и расхода топливного газа Щутдг; - с учётом коэффициентов изменения объёма; — — — - метод приведённых характеристик;

• - политропный КПД; 0 - степень сжатия; ▲ — мощность «на валу» привода; А - расход топливного газа

Значения Sq?r и SNf на рисунке 26 определялись по формулам:

'Ж? v

дЦтг ~

100

-+1

^-1

jVe

к-1

•100%.

(10)

[ {e0h„o-l

где !je0 né =4e(Ne0+l5N?)'> leo, п.' определялись для загрузки мощности

привода К,=0,9.

№ п/п Название Тип компрессора Количество рабочих колёс Номинальная степень сжатия Объект применения

1* СПЧ 49816-46/1,7 ЦБК (Н498-31-1ЛСМ в составе ГПА) 3 1,7 ГПА-16ДКС-07 в составе ДКС

2 - ЦБК 1 2,5 Холодильная установка

3 двухкорпу сный ЦБК 95-81-1 Секция низкого давления (ЦНД) 4 1,9 Газоперерабаты вающий завод

4 Секция высокого давления (ЦВД) 4 1,8

*- фактические данные

Сравнительный анализ точности способов моделирования ГДХ проведён на примере характеристики одноступенчатого ЦБК с г„ом= 4,0 (рисунок 3).

Из результатов сравнения способов пересчёта и моделирования ГДХ следует, что:

1. При использовании метода приведённых характеристик для высоконапорных и многоступенчатых ЦБК:

- расход на границе помпажа при п <п0 больше фактического, а при

п >п0 меньше. Для рассмотренных ГДХ компрессоров таблицы 2 погрешность составила 6,8-12,0 %;

- расчётные значения т]„ и е превышают фактические, погрешность возрастает с увеличением напорности, количества ступеней ЦБК (рисунок 2) и нарушения подобия по числу Маха, Ми.

2. Учёт изменения £ приводит к снижению погрешности определения

и е в среднем на 1,0-3,0%, границы помпажа до 1,0-5,6%. Однако удовлетворительная точность (1,0-3,0 %) обеспечивается только для случая одноступенчатого ЦБК при обеспечении подобия по Ми.

13

3. Наименьшие погрешности (до 2,0% для т]п и до 3,0% для е) обеспечиваются в случае моделирования ГДХ с использованием двухпараметрических уравнений вида (6), (7).

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Объёмный расход на входе в компрессор, м3/мин

«0.80 ч0.80 « 0.75 У,' \\ 3 0.75

1 />' V *

§0.70 Ж' V, 50.70

е- / \\i =

¡0.65 Т, i 0.65

с 0.60 0.60

0.55 ^ 0.55

0.50 0.50

10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

Объёмный расход на входе ЦБК, м3/мин Объёмный расход на входе ЦБК, м3/мин

б) В)

Рисунок 3 - Сопоставление способов математического описания ГДХ ЦБК на примере характеристики одноступенчатого ЦБК со степенью сжатия 4,0

а) Напорная характеристика; КПД-характеристика: б) я =0,9 (56 000 об/мин); в) «=0,6 (36 000 об/мин) Параметры приведения: к=1,4;Т=288,15 K;R=273 Дж/кг; п=62000 об/мин О — фактические данные;

— — — ■ - метод приведённых характеристик;

— ■ ■ — - с учётом коэффициентов изменения объёма (kv); —- двухпараметрическая аппроксимация.

В четвертой главе теоретически обосновано применение новых методов повышения энергоэффективности компримирования природного газа на промысле с учётом нерасчётных режимов. Проведены ранжирование показателей эксплуатации по степени влияния на энергоэффективность компримирования и сравнительный анализ чувствительности показателя энергоэффективности для централизованной и распределённой схем компримирования, центробежных и осевых компрессоров, а также различных комбинаций «привод-компрессор»: 1) ЦБК+ГТУ; 2) ЦБК+ПД; 3) ПК+ПД; 4) ВК+ПД; 5) ПК+ГТД; 6) ВК+ГТД; 7) ВК+ГТД.

Количественно влияние показателей эксплуатации на определяется значением соответствующих коэффициентов влияния. Влияние Ыуед и параметров внешней среды (Та, Ра) на с;^ в основном зависит (рисунок 4) от загрузки номинальной мощности привода (Л^ или К*), а технологических показателей от степени сжатия газового компрессора (рисунок 5).

Наибольшее влияние на оказывает изменение удельной мощности: при л^о =0,85-1,10 значения коэффициентов влияния составляет для ГТУ уд - 0,75-0,92 и для ПД К™ ^ ~ 1,0. Удельная мощность в свою очередь в

основном определяется технологическими параметрами: к уд = минус 1,0 —

"е 'Пп

минус 1,1; КР£уит =1,6-1,0; К^уЛ ^ = минус 3,3 - минус 1,0. Поэтому локальная

оптимизация технологии компримирования обладает низким потенциалом энергосбережения (3,0-2,0 %), который в основном обусловлен достигнутым уровнем развития турбо-машиностроения (ГТУ, ЦБК). Дальнейшее повышение энергоэффективности промысловой технологии компримирования требует проведения оптимизации технологической схемы промысла, в целом, с учётом особенностей совместной работы основных объектов: ДКС, газосборная сеть (ГСС), установка комплексной подготовки газа (УКПГ), головная КС.

В результате расчётных исследований определено, что значение характеризуется высокой чувствительностью к изменению показателей эксплуатации. Так, для ГПА с ЦБК и ГТУ для е =1,4-4,0 составляет 3,115,89 % при отклонении параметров <пп,т,„Р„ от расчётных значений на 1,0%, и <5^=13,3-22,5 % при отклонениях ±5,0 %.

Известно, что потенциал повышения энергоэффективности систем компримирования при оперативном регулировании составляет 1,0-3,0%. Поэтому на этапе проектирования систем компримирования газа в составе технологической системы промыла, кроме энергоэффективности на проектных

режимах работы, необходимо также учитывать и чувствительность показателей энергоэффективности к возможным изменениям условий эксплуатации: термобарических параметров, компонентного состава газа, КПД агрегатов, как за счёт ухудшения технического состояния, так и возможного смещения рабочего режима из области оптимальных КПД. к 1.1

0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2

Относительная эффективная приведённая мощность

Рисунок 4 - Коэффициенты влияния параметров окружающей среды и режима работы привода на расход ТГ:

° " ' 0 " Кч».та ' кч»г.ра > А * Кч?гмг

. —ГТУ;

■ поршневой двигатель

Рисунок 5 -Коэффициенты влияния технологических параметров на удельную мощность (Рк=9,81 МПа; 283,15 К):

0-к

1п

Для количественной оценки чувствительности показателя энергоэффективности использовался параметр:

О+<ЗД), (11)

где <7хго > 9тгх - значения расхода ТГ на базовом и нерасчётном режимах.

Сравнительный анализ энергоэффективности ГПА с различными типами привода (газотурбинный и поршневой) и КМ (ОК, ЦБК, ПК, ВК) показал, что:

- при одинаковом типе КМ в вариантах с ГТУ д^ больше на 5,0-7,0 %, чем с ПД;

- варианты ЦБК+ПД и ПК+ГТУ характеризуются близкими значениями <7тг1. однако, при единичных мощностях ГПА менее 4,0 МВт несколько меньший расход соответствует комбинации ЦБК+ПД (на 1,5-1,8 %) и, наоборот, - больший (также на 1,5-1,8 %), при мощностях от 4,0 до 8,0 МВт.

При сравнении осевых и центробежных компрессоров для оценки ширины рабочей области ГДХ и пологости линии КПД использовались статистические данные для ОК авиационных двигателей и для воздуходувок доменных печей. Определено, что при увеличении КПД ОК до 5,0 % относительно достигнутого уровня для ЦБК, экономия расхода ТГ составит 1,0-3,0 %. Исходя из условий обеспечения высокого КПД и пологости ГДХ, ОК целесообразно использовать:

- при производительности ГПА 25,0-30,0 млн.м3/сут, степенях сжатия е < 2,2 и в условиях относительно стабильного режима работы (колебания производительности и давления не более ± 5,0 %). При этом необходимо предусматривать меры по защите проточной части от попадания жидкости и твёрдых частиц;

— газовые ОК с 8 > 2,2 целесообразно применять только при постоянстве параметров режима работы.

Таким образом, ОК может быть рекомендован для применения на головных КС и линейных КС МГ большой протяжённости с е до 2,2, при более высоких степенях сжатия — только в составе технологических схем со стабильным режимом работы, например, в процессах сжижения газа.

При централизованном компримировании в продолжение всего компрессорного периода разработки осуществляют увеличение напорности

ДКС

(степени сжатия) ДКС. При распределённой схеме, £ увеличивают до

некоторого значения ^, обоснованного в результате технико-экономического анализа, после чего вводятся устьевые компрессорные установки (КУ), на которых газ, поступающий со скважин, компримируется перед подачей на станцию (рисунок 6).

Газ на УКПГ

Рк-

ДКС

Уст

Ру1 Ру2 Ру/ Рп-1 РI Газ со скважин

п

Рисунок 6 - Схема распределённого компримирования на промысле

Рассмотрены многоступенчатая схема сжатия с промежуточным охлаждением на ДКС при централизованном компримировании и распределённое компримирование с вариантами оснащения устьевых компрессорных установок ЦБК, ПК и ВК, а также ГТУ и ПД.

Сравнительный анализ чувствительности централизованной и распределённой схем компримирования проведён при условиях, обеспечивающих минимум расхода ТГ, которые были предварительно определены в результате решения оптимизационной задачи. В качестве целевой функции использовался относительный удельный расход топливного газа

> значение которого определяется:

Значение относительных параметров , л'еуд практически не зависит от размерных значений Рк, Т„ и состава газа, а только от безразмерного параметра с и выбора значения «базовых» величин. Поэтому решение задачи оптимизации в относительном виде позволяет получить обобщённые результаты и определить потенциал снижения энергоёмкости и расхода ТГ относительно «базового» варианта. В качестве параметров (/Ск„>('/ек, приняты:

- для многоступенчатых схем: при е< 5,0 значение ы™, соответствующее компримированию в одну ступень, при 8 > 5,0 - в две ступени;

- для распределённых схем: значение NI\ соответствующее централизованному компримированию, при этом считаем, что на

(12)

«централизованной» ДКС при в < 5,0, осуществляется одноступенчатое сжатие, а при е > 5,0 - двухступенчатое;

- значения ?/с для различных А1™", в зависимости от типа привода, при к™ = 0,9 для каждой из рассмотренных схем компримирования.

Регламентируемые и управляющие параметры, а также ограничения оптимизационных задач представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Параметры задач оптимизации для распределённой схемы компримирования и многоступенчатого сжатия с промежуточным охлаждением

Параметры Многоступенчатое сжатие с промежуточным охлаждением Распределённая схема

задачи компримирования

Целевая функция -> min Чтг (А > ^лкч:. ■^КУ ,г > в, ку.вq дкс ) -> mir

Регламентируемые параметры PPT Т К' Н' Н' охл

Управляющие параметры ™сХ гКУ > Qq Ку > 6q ДКС

Ограничения Г = const

В таблице 3: г - отношение давлений на выходе ДКС к минимальному давлению на устье скважин; £г ,£дкс>£ку - степень сжатия ДКС при работе по схеме централизованного компримирования, ДКС и КУ при работе по

распределённой схеме; =1-Др^, где &р£ дсуммарные потери на

Ру

участке «Устье-вход в ДКС»; Оц ку, вд - функции Щ для устьевых КУ и для ГПАДКС.

Оптимизационные задачи решались методом сканирования. В результате анализа решений определено, что:

- уровень удельных энергозатрат на компримирование газа в условиях промысла и потенциал их снижения определяется безразмерным параметром

у

Эг = , который учитывает величину гидравлических потерь и максимальную

разницу между давлениями на нагнетании ДКС и устье скважин;

- несмотря на уменьшение удельной работы с увеличением количества ступеней, снизить расход ТГ возможно только при обеспечении высокой (эффективной) загрузки (ЛГ, = 0,8-1,0) номинальной мощности привода;

.. —уд

- оптимальное количество ступеней, определенное исходя из минимума <утг,

равно четырем при =10-25 и =16,0-25,0 МВт, трём при <20 и дгном <16,0 МВт. Снижение расхода ТГ составляет 10,0-15,0%, большие значения соответствуют вариантам с использованием ГПА больших Л^юм ;

- энергоёмкость распределённой схемы в основном зависит от типа компрессорного оборудования, распределения степеней сжатия между ДКС и КУ, и в меньшей степени от гидравлических потерь в ГСС (рисунок 7);

- энергоёмкость распределённой схемы меньше, чем централизованной (на 1,0-7,0%) при г >7,0-8,0- Для снижения расхода ТГ устьевые КУ необходимо оснащать двигателями с более высоким КПД, чем у привода ГПА ДКС, этому требованию удовлетворяют современные поршневые двигатели.

а) б)

в) г)

Рисунок 7 - Значения относительной мощности распределённой схемы

компримирования (относительно централизованной схемы). Для варианта оснащения ДКС ГПА с ЦБК и различных вариантов оснащения устьевых КУ: а) ЦБК (г = 10, & = 0,95-0,65); б) ЦБК (г = 5-25, & = 0,85);

в) ВК (г = 5-25, & = 0,85); г) ПК (г = 5-25, ^ = 0,85);

----------АГр" > ЮО %; — ТЯГ < Ю0 %

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ, ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

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

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

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

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

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

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

=0,65-0,92 ~ 1,0 для поршневого двигателя), которая в

основном определяется технологическими параметрами: = минус 1,0-

минус 1,1; Кцу>,Тн = 1,6-1,0; = минус 3,3 - минус 1,0.

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

5. Для количественной оценки чувствительности энергоэффективности

предложен показатель д^ =Чтп^ + &1тг), где ЯУтдга, Ятк - значения расхода ТГ на базовом и нерасчётном режимах соответственно.

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

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

- осевого газового компрессора при уровне производительности одного ГПА 25-30 млн.м3/сут и более при степенях сжатия до 2,2 (е < 2,2), в условиях относительно стабильного режима работы (колебания по производительности и напорности ± 5,0%). При е>2,2 ОК целесообразно применять только при постоянном режиме работы: на головных КС и линейных КС МГ большой протяжённости, в технологических схемах с постоянными параметрами работы, например в процессах сжижения газа;

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

7. Для снижения удельного расхода топливного газа необходимо:

- в случае многоступенчатого сжатия обеспечить эффективную загрузку номинальной мощности привода (не менее 0,8) при увеличении количества ступеней. Оптимальное количество ступеней равно четырем при 10-25 и

= 16,0-25,0 МВт, и трём при еъ <20 и С" <16,0 МВт. Потенциал снижения расхода ТГ составляет 10,0-15,0 %, большие значения соответствуют вариантам с использованием ГПА большей единичной мощности;

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

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ:

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

2. Оптимизация параметров компрессорных станций с применением сменных проточных частей центробежных компрессоров природного газа / A.B. Веретельник, Р.В. Шинтяпин, М.А. Воронцов // Сборник тезисов докладов Всероссийской научно-технической конференции молодых учёных и специалистов «Новые решения и технологии в газотурбостроении», Москва, ЦИАМ, 2010, с. 69.

3. Воронцов М.А., Сальников С.С. Технологическое развитие дожимного комплекса месторождений, находящихся на завершающем этапе разработки, на примере дожимной компрессорной станции Вуктыльского ГПУ // Тезисы докладов научно-практической конференции молодых учёных и специалистов «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность - 2010», Москва, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2010, с. 63.

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

5. Воронцов М.А. Оценка энергоэффективности дожимного компрессорного комплекса в условиях неопределённости параметров его работы и характеристик оборудования // Тезисы докладов научно-практической конференции молодых специалистов и учёных «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», Москва, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011, с.87.

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

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

Подписано к печати «11» декабря 2012 г. Заказ №3936 Тираж 100 экз. 1уч.-изд.Лист.формат 60 х 84/16 Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу 142717, Московская обл, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Введение.

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

1.1 Энергоэффективность технологии компримирования.

1.2 Технология компримирования на добычных объектах.

1.3 Нерасчётные режимы работы газоперекачивающего оборудования.

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

1.5 Обоснование актуальности исследования. Постановка задачи.

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

2.1. Параметры режимов работы и критерии оценки энергоэффективности ДКС

2.2. Расчёт удельных показателей энергоёмкости процесса компримирования.

2.3 Расчёт показателей свойств природного газа.

2.4 Характеристики газового компрессора.

2.5. Моделирование центробежного компрессора при проведении технологических расчётов.

Методика двухпараметрической аппроксимации.

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

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

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

2.6. Показатели эффективности работы оборудования.

Эффективный КПД привода газового компрессора.

КПД газового компрессора.

2.7 Основные расчётные зависимости в виде малых отклонений.

Уравнение объёмного показателя политропы и адиабаты в малых отклоненияхбО

Уравнение производительности ЦБК в малых отклонениях.

Уравнение коэффициента полезного действия компрессора в малых отклонениях.

Уравнение эффективного КПД привода в малых отклонениях.

Уравнение удельной работы сжатия в малых отклонениях.

Уравнение коэффициента загрузки по мощности в малых отклонениях.

Уравнение расхода топливного газа в малых отклонениях.

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

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

3.1 Погрешность расчёта показателей энергоэффективности по методу малых отклонений.

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

3.3 Сравнительный анализ способов моделирования газодинамических характеристик.

Точность аппроксимации фактических данных.

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

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

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

Влияние показателей эксплуатации на энергопотребление компрессора.

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

4.2. Влияние компонентного состава газа на показатели энергоэффективности

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

Показатели энергоэффективности в относительном виде.

Оптимизация энергоэффективности многоступенчатой схемы компримирования с промежуточным охлаждением.

Оптимизация энергоэффективности распределённой схемы компримирования

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

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

4.5 Сравнительный анализ центробежного и осевого компрессоров.

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

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

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

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

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

Наименование статей расходов %

Добыча газа 11,0

Магистральный транспорт газа 82,6

Подземное хранение газа 1,0

Переработка газа, конденсата и нефти 2,4

Распределение газа 3,0

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Научная новизна работы. В результате выполнения диссертации разработаны:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

На защищиту выносятся следующие положения:

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

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

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

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

Заключение и выводы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Р*е >•» Я

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

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

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

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

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

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

7. Для снижения удельного расхода топливного газа необходимо:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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