автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.13, диссертация на тему:Разработка методики выбора типа газоперекачивающего агрегата при реконструкции системы газопроводов

ГОСКОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

РГи сд

На правах рукописи УДК. 622.69.1.052

АНТОНОВА ЕЛЕНА ОЛЕГОВНА

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА ТИПА ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ СИСТЕМЫ ГАЗОПРОВОДОВ

Специальность 05.15.13 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 1996 г.

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете.

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор, академик РАТН, Крылов Г.В.

Официальные оппоненты: проф., д.т.н. Шабаров А.Б.

с.н.с., к.т.н. Колодезный П.А. Ведущее предприятие: Тюменское управление магистральных газопроводов.

Защита диссертации состоится " ^ " Ы/с/?Л 1996г. в £_£час.

в ауд._на заседании специализированного Совета Д 064.07.02

по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05.15.13 "Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ" при Тюменском государственном нефтегазовом университете.

Адрес: 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан " " 1996г.

Ученый секретарь специализированного Совета, проф., д.т.н.

Общая характеристика работы.

Актуальность темы диссертации: Природный газ в настоящее время является основным видом энергетического сырья. Он доставляется потребителям развитой сетью трубопроводов, общая длина которых по России составляет 144 тыс. км. Трубопроводы вместе с компрессорными станциями (КС) объединены в единую систему газоснабжения России (ЕСГ). ЕСГ в своем составе насчитывает 236 КС, общая мощность которых приблизительно 40 млн.кВт. Создаваться ЕСГ начала более 40 лет тому назад, и в настоящее время доля оборудования, находящегося в эксплуатации более 20 лет, составляет треть парка системы, и нуждается в реконструкции. Следует отметить также, что за годы эксплуатации снизилось пластовое давление месторождений, и существующих мощностей не хватает для поддержания производительности газопроводов на номинальной отметке. Продолжающаяся реформа экономики, переход страны на рыночный механизм ведения хозяйства определяет пути дальнейшего интенсивного развития ЕСГ. В связи с этим актуальными задачами исследований становятся:

- определение эксплуатационных показателей газопроводных систем;

- анализ работы находящегося в эксплуатации силового оборудования;

- определение критериев целесообразности проведения реконструкций газоперекачивающих агрегатов (ГПА);

- выбор типа ГПА при реконструкции;

Решению этих задач и посвящено настоящее исследование.

Цель работы: разработать и научно обосновать подходы к методологии реконструкции компрессорных станций и выбору типа газоперекачивающих агрегатов.

Для осуществления цели диссертации оказалось необходимым решить следующие задачи:

1. - рассмотреть особенность элементов газотранспортной системы;

-42. - смоделировать граф причинно-следственных связей факторов, влияющих на выбор типа ГПА при реконструкции;

3. - проанализировать режимы работы КС в сложившихся условиях;

4. - рассмотреть факторы, влияющие на выбор типа ГПА при реконструкции;

5. - сформировать безразмерные критерии оценки ГПА по группам показателей и комплексный критерий оценки типа ГПА.

Научная новизна: смоделирован граф причинно-следственных связей факторов, влияющих на выбор типа ГПА при реконструкции, предложены критерии для определения целесообразности реконструкции ГПА и выбора нового типа ГПА. Сформулирован комплексный критерий оценки выбора типа ГПА, включающий в себя критерии: экономический, эксплуатационный, технической надежности. 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. Установлено, что силовые агрегаты работают в сложных условиях, их мощности не хватает для поддержания производительности газопровода на номинальной отметке.

Практическая ценность и реализация результатов работы:

Апробация работы: основные результаты работы докладывались и обсуждались на

- научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (г. Москва, 1995г.);

- конференции молодых ученых, специалистов, студентов по проблемам газовой промышленности России (г. Москва, 1995г.);

- научном семинаре по проблеме "Методические вопросы исследований надежности больших систем энергетики" (г. Киев, 1995г.);

-5- научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России" (г. Уфа, 1995г.).

Публикации: по результатам выполненных исследований опубликовано 7 печатных работ.

Объем работы: диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, общих выводов, списка литературы на 92 наименований и изложена на 146 страницах, содержит 10 рисунков и 35 таблиц. Приложения содержат 30 стр.

Основное содержание работы.

Во введении дано обоснование актуальности выбранной темы, ¡формулированы цель и задачи исследований, показана практическая хенность работы.

В первой главе диссертации рассмотрены особенности газотранспорт-юй системы как сложной структуры.

Особенности развития трубопроводного транспорта, оценка состояния илового оборудования являются важными вопросами, решением которых анимаются во ВНИИГазе, ТюменНИИГипрогазе, ГАНГ им. И.М.Губкина, роектных организациях: Гипротрубопровод, ВНИПИТрансгаз,...,заводах -зготовителях ГПА: H3JI им. Ленина, ТМЗ, Сумской завод им. Фрунзе и р. А также данной проблеме посвящены работы ряда ученых: С.П. арипкого, З.Т. Галиуллина, Г.В. Крылова, A.M. Назарьиной, В.И. Никишина, Б.П. Поршакова, Й. Шимачека, В. А. Щуровского, Е.И. ковлева и многих других, создавших основу и заложивших направление зугих исследований по повышению эффективности работы систем >убопроводного транспорта природного газа.

Для выбора типа ГПА в условиях реконструкции использован метод :стемного анализа на основе системного подхода. Газотранспортные стемы обладают всеми признаками сложной системы - они имеют льшую протяженность; работа всех элементов газотранспортной системы

должна быть увязана и скоординирована между собой, ГТС имеет сложн) иерархическую структуру. Элементами ГТС являются - компрессорш станции, линейная часть, газоперекачивающие агрегаты. Причем следу отметить, что компрессорные станции имеют непрерывно меняющие! параметры - давление на входе и выходе, температуру окружающей сред! Газотранспортная система обладает единой целевой функцией непрерывной падачей газа потребителю, которая отличается неравномерно! тыо в разрезе года. Зависимость между элементами системы нелинейна* нельзя свести работу всех элементов к сумме отдельных элементов. Пр использовании системного подхода ГТС рассматривается как целостна структура, отдельно от других объектов энергетической систем* топливно-энергетического комплекса. В прикладном аспекте системны! подход можно интерпретировать как сочетание комплексного анализа системного моделирования и системного управления. Комплексный анали; предусматривает всесторонние рассмотрения объекта или проблемы с привлечением различных теорий, методов, специалистов.

Системное моделирование сводится к созданию единой модели, основанной на изоморфизме исследуемых объектов или проблем. Системное управление сводится к регулированию деятельности исследуемых объектов на основе непрерывного процесса "прогноз - программа - план". Средствами реализации системных исследований во многом стали численные математические методы и модели, расчеты по которым производятся с помощью ЭВМ. Для построения моделей сплошных трубопроводных систем целесообразно использовать принцип агрегативности, при котором полные модели составляются из моделей отдельных, более простых их частей. При выборе типа ГПА исследуются режимы работы КС и описываются связи, присущие ГПА как элементу КС. Задача выбора типа ГПА относится к многокритериальной, а при решении многокритериальной задачи применяют частные критерии эффективности. Наиболее часто при решении

/ -

многокритериальных задач применяются синтетические показатели качества: аддитивные, мультипликативные и минимаксные критерии. В диссертационной работе применены минимаксные критерии для оценки качества ГПА.

Достоинством минимаксного критерия является тот факт, что для него не происходит смещения оптимума при добавлении новых несущественных критериев, но в то же время он ухудшает чувствительность глобального критерия.

В первой главе приведен граф причинно-следственных сзязей факторов, влияющих на выбор типа ГПА, который представлен на рис.1.

Предлагается критерии выбора разделить на три группы :

- эксплуатационные показатели;

- показатели технической надежности ГПА;

- экономические показатели.

В группе эксплуатационных показателей подлежит исследованию неравномерность работы ГПА (КС), к.п.д. нагнетателя и привода. Считается заданным производительность КС, взятая из диспетчерских данных по наибольшему значению.

В группе технической надежности считается заданным время безотказной работы, среднее время безотказной работы, параметр потока отказов.

В группе экономических показателей заданы стоимость ГПА, металлоемкость, кап. вложения, численность персонала, расход топливного газа, эксплуатационные затраты.

Каждая группа показателей формирует свой критерий, и далее комплексный критерий на основе критериев К1, К2, КЗ, с учетом коэффициентов влияния критерия на системный показатель качества газо-

(1)

и

а н

н с.

транспортной системы. Для определения критериев К1, К2, КЗ, КЕ составлена программа, которая позволяет выбрать из предлагаемых для реконструкции типов ША наиболее подходящий для данной КС. В то же время составленная программа позволяет определить путем сравнивания номинальных и фактических показателей работы ГПА, нуждается ли данный ГПА в реконструкции.

Во второй главе дана характеристика газотранспортной системы Западно - Сибирского региона. Западно - Сибирский регион является крупнейшим в мире районом добычи газа. В настоящее время в нем добывается свыше 500 млрд. м3 газа в год, что составляет свыше 92% от общего объема газа, добываемого в России. Приведена схема магистральных газопроводов, проходящих по территории Тюменской области. Современная ГГС Западной Сибири сложилась таким образом, что подача газа осуществляется от северных месторождений по трем технологическим коридорам. В каждом коридоре уложено от трех до десяти ниток газопроводов. Газопроводы работают на разное давление: 5,48 МПа и 7,5 МПа. Подача газа от месторождений СРТО осуществляется силами ПО Тюментрансгаз и ПО Сургуттрансгаз. Сырьевая база нефтегазового комплекса России переместилась в северные районы Тюменской области, и сейчас месторождения .характеризуются падающим пластовым давлением, что осложняет работу газотранспортной системы. В главе подробно описываются условия Тюменской области, протянувшейся с севера на юг в меридианальном направлении на 3 тысячи км, имеющей различные климатические зоны. Оценка работы газотранспортной системы проводится

с помощью следующих параметров: коэффициентом, эффективности линейной части Е, амплитудой колебания производительности р; работа привода оценивается кроме амплитуды колебания производительности также к.п.д. Анализ режимов работы компрессорной станции проводится на основе диспетчерских данных Уренгойской КС. В результате обработки

данных было установлено, что производительность цехов монотонно падала, и амплитуда колебаний производительности неуклонно уменьшалась. Эффективность работы линейной части в диссертационной работе не исследовалась, основной задачей являлось определение работы КС и состояние силового оборудования. Установлено, что силовое оборудование в последние время эксплуатируется на ухудшившихся параметрах. К.п.д. привода нагнетателя ГТК-10-4 упал за период от начала эксплуатации с 29% до 15% (п = 0,29; л = 0,15). Входное давление в 1983 году" (год начала эксплуатации ТКЦ-Ш Уренгойской КС) составляло Р,=6,0 МПа, выходное

V *

давление соответственно Р2=7,5 МПа. В 1985 году началось падение входного давления Р,, и в 1987 году входное давление составило 4,3 МПа.

Соответственно уменьшилось значение выходного давления. Р2=7,1-7,3

МПа. Степень сжатия увеличилась со значения е=1,21в 1983 году до значения б= 1,46 в 1987 году. Сжатие осуществляется двухступенчато, летом

цех переходит на трехступенчатое сжатие. Падение амплитуды колебания производительности приводит к уменьшению запаса мощности турбоагрегатов, загрузка ГПА достигла максимума. Падение пластового давления приводит к увеличению относительного расхода топливного газа. Относительный расход топливного газа увеличился за последние время на 40%, что приводит к увеличению затрат на транспорт газа. В качестве объекта исследования была рассмотрена также работа промежуточной компрессорной станции на примере Богандинской КС-11. На Богандинской КС-11 установлены агрегаты "Коберра-182". Данные агрегаты были установлены в 1979 году, современное их состояние характеризуется полной выработкой моторесурса газогенератора "Эйвон". В создавшихся условиях реконструкция цехов назрела и ее следует осуществлять в ближайшее время. Работа посвящена разработке методики выбора типа ГПА при реконструкции стареющей системы газопроводов.

В третьей главе проводится обоснование выбора типа ГПА. Прежде всего проведен анализ и оценка существующих методик выбора типа ГПА.

Газпром в качестве основной использует методику, принятую в 1987 году. По этой методике научно-технический уровень разработок определяется на основе сопоставительного анализа значений показателей в сравнении с соответствующими показателями аналогов, которые выбираются экспертами. К недостаткам следует отнести нечеткость показателей, по которым ведется сравнение, выбор аналога субъективен. Не нашла своего точного выражения многокритериальность газотранспортной системы. Нет однозначного критерия сопоставления выбранного типа ГПА и не обеспечивается условие эквивалентности сравнения, нет алгоритма вычисления.

Выбор ГПА, как убедительно доказал в своем исследовании д.т.н. Й. Шимачек, означает выбор привода нагнетателя, так как область допустимых режимов работы нагнетателя находится в пределах области допустимых режимов работы привода, т.е. ГТУ. Й. Шимачек отмечает, что выбор типа ГПА относится к многокритериальной задаче, в результате проведенных исследований он пришел к выделению двух групп критериев. Первая группа критериев отражает требование оптимальности затрат на строительство КС, вторая группа формализует требование оптимальности режима работы КС. Специфика процедур динамического программирования, применительно к задачам оптимизации транспорта газа такова, что позволяет оперировать с целыми значениями целевых функций за счет внесения некоторой несущественной погрешности. С помощью этого приема лексикографические задачи по повышению эффективности транспорта газа сведены к однокритериальным на основе комплексного критерия оценки выбора ГПА. Сформулированы показатели ГПА "эталона", и сравнение велось с использованием показателей нового ГПА по отношению к "эталону". Недостаток данной методики заключается в том, что выбор типа ГПА проводится не при реконструкции, а при строительстве

КС. Рассмотрена газотранспортная система Чехословакии, которая отличается тем, что является транзитной.

В методике С.П. Зарицкого выбор ГТУ предложено осуществлять на

основе удельных показателей, и все удельные параметры представлены в

виде корреляционных кривых. С.П. Зарицкий отмечает, что простое

сопоставление характеристик ГТУ не приводит к однозначным критериям

выбора, и использованием удельных показателей мощности и массы ГТУ

делает выбор более обоснованным. С.П. Зарицким рассмотрено влияние

фактора размерности, и был сделан вывод, что влияние" фактора

размерности будет оказывать сдерживающее влияние на дальнейшее

улучшение технико-экономических показателей приводных ГТУ

газоперекачивающих агрегатов за счет увеличения параметров цикла.

Предлагается учитывать уровень N5/G,, эффективную мощность, фактор

размерности, год внедрения ГТУ. Методика оценки технического уровня

основана на прогнозируемых показателях. Предложено в качестве критерия

сопоставления принять среднемировое, нормализованное значение каждого

анализируемого показателя, соответствующее заданным параметрам ГТУ и

году начала ее серийного выпуска. Окончательно выбор типа ГТУ ведется

по предложенной автором таблице. Следует учитывать разброс

статистических данных относительно корреляционных кривых. 90% ГТУ

укладываются в поле по температуре перед турбиной высокого давления Т, и степени сжатия с соответствено в ±15% и ±35%. Погрешность, как видно, достаточно велика.

Выбор типа ГПА освещен также в работе В.И. Никишина, в которой рассматривается модернизация и реконструкция компрессорных станций и сделан вывод, что исходной предпосылкой для определения времени замены одного агрегата на другой в условиях КС может служить зависимость изменения суммарных эксплуатационных затрат от времени эксплуатации агрегатов (t):

[Зсг(0-Зя(0]ЛГ > SrnA + Sam (2)

где SCT(t), 3H(t) - эксплуатационные затраты, соответственно "старого" и "нового" ГПА в зависимости от времени; Т-время, оставшееся для "старого" ГПА до конца эксплуатации по наработке (100 тыс. часов для стационарных ГТУ и т.д.); SrnA - стоимость нового ГПА; SAM - остаточная стоимость "старого" и амортизационные отчисления на "новый" ГПА за время Т (при Т>0; SAM>0). В этой работе для описания процесса внедрения новой технике и выбытия старой в качестве математической модели была использована S - образная кривая. Достоинство нового метода заключается в том, что к выбору типа ГПА была применена математическая модель. Недостатком, как кажется, является то, что в рассмотрении проблемы была использована только экономическая часть.

В работе A.M. Назарьиной проводилось расчетное сопоставление различных приводов нагнетателей и сделан вывод, что газотурбинный привод вполне конкурентоспособен с электрическим и может широко применяться для транспорта газа.

В третьей главе диссертации подробно проанализированы факторы, влияющие на выбор типа ГПА. Факторы разделены на три группы: экономические, эксплуатационные, технической надежности. Рассмотрены показатели каждой группы, из которых выделены такие показатели, которые можно сформировать в безразмерные комплексы. Экономические показатели представлены в виде следующих коэффициентов:

- коэффициент удельной себестоимости

С6 N

- коэффициент удельной металлоемкости

Р6 Р N К > у = - -

р; лд,

- коэффициент удельных капитальных вложений

кЧ

к>

К; к[н6

(5)

- коэффициент удельной численности

Т6 Т N

V > = (6)

Т — грн гр дг ЧО,/

I у I б

- коэффициент удельных затрат топливного газа

К =

9 Чу

- коэффициент удельных эксплуатационных затрат

(7)

„ ^ эбу эбин

Если коэффициенты удельных показателей больше единицы, то реконструкция целесообразна. Степень целесообразности проведения реконструкции определяется удаленностью рассмотренных коэффициентов от единицы. При определении целесообразности проведения реконструкции работающего ГПА индексы "б" и "н" относятся соответственно к фактическим значениям и номинальным. При выборе предпочтительного типа ГПА индексы "б" и "н" относятся соответственно к значениям показателей базового, работающего ГПА и нового ГПА.

Экономические показатели формируют критерий К1.

Из группы показателей технической надежности работы ГПА сформирован критерий технической надежности К2.

На основании отказов узлов и элементов ГПА можно оценить вероятность отказа всего ГПА по следующей формуле :

N

<2 = 1-Г1(1 - А (9)

/=1

-де N - число отказов узлов и деталей ГПА; Д - поправка, учитывающая корреляцию между условиями отказа.

Величина поправки вычисляется по следующей формуле:

Д^-^-ГО-Ц^- (10)

Параметр К>. - необходимо брать из следующей зависимости

де q¡ШЗI - максимальная вероятность отказа из набора {Я;}*,, , г(ииир -:оэффициент парной корреляции между величинами и,, иг

Группа эксплуатационных показателей формирует критерий КЗ на снове следующих безразмерных коэффициентов.

Оценку проведем по косвенному относительному показателю: оэффициенту удельной производительности

о;. ^" с; ~

К0^ = Чгтг (12)

Если К>1, то реконструкция целесообразна.

Рассмотрим удельную долговечность ГПА, важную характеристику аботы ГПА.

Удельная долговечность ГПА:

= ^ и д6У=§; оз)

Д6 - базовый моторесурс ГПА, определяемый как разность между :тановленным общим моторесурсом и общей наработкой ГПА, Дн -;тановленный общий моторесурс нового ГПА.

Оценку целесообразно вести по коэффициенту удельной долго-:чности:

>д;_дкмб

Если К>1, то реконструкция целесообразна.

Рассмотрим удельный к.п.д. привода ГПА:

тпб - Г>6 л" - по

Т)у-~щ и Ъ-Мн (Ш

где п6 и г]а - соответственно к.п.д. привода базового и нового ГПА.

Оценку целесообразности реконструкции проводим по коэффициенту удельного к.п.д. привода ГПА. Коэффициент удельного к.п.д.привода ГПА:

Пу Пб^н

Если К>1, то реконструкция целесообразна. При определении целесообразности реконструкции работающего ГПА индексы "б" и "н" относятся соответственно к фактическим и номинальным значениям показателей. При выборе предпочтительного типа ГПА индексы "б" и "н" относятся соответственно к значениям показателей базового, работающего ГПА и нового ГПА.

В результате реконструкции должен быть обеспечен объем транспорта газа при снижении стоимости транспортировки (в частности топливного газа и затрат на обслуживание). После рассмотрения всех факторов, влияющих на выбор типа ГПА при реконструкции, представляется возможным разработать критерии оценки типа ГПА. Оценка проводится по трем группам безразмерных критериев.

Первую группу формируют экономические показатели. В критерий экономических показателей входят следующие величины: коэффициенты удельной металлоемкости, удельных капитальных вложений, удельной численности, удельных затрат топливного газа,удельных эксплуатационных затрат, удельной стоимости. В составленную на базе приведенных параметров программу вводятся данные по работающей ГТУ и определяется степень целесообразности проведения реконструкции, затем приводятся данные по нескольким предлагаемым для реконструкции типам ГПА. По результатам расчетов составляется таблица, по которой можно выбрать

наиболее предпочтительный тип ГПА. В первой группе показателей формируется критерий К1.

Вторую группу показателей формирует критерий технической надежности ГПА. Задается вероятность отказов базового и нового ГПА и по составленной программе определяется критерий К2. Чем меньше численное значение К2, тем целесообразней реконструкция работающего ГПА. Чем больше численное значение К2 нового ГПА, тем выгоднее реконструкция с выбранным типом ГПА.

Третья группа факторов формирует эксплуатационный критерий оценки типа ГПА. В него входят безразмерные коэффициенты: удельной долговечности, удельного к.п.д. привода нагнетателя, удельной производительности. Степень целесообразности проведения реконструкции определяется удаленностью рассмотренных коэффициентов от единицы в большую сторону. В программ}' вводятся данные о новых ГПА и результаты расчетов ' сводятся в таблицу. Чем больше критерий КЗ, тем предпочтительней тип ГПА.

Комплексный критерий оценки целесообразности проведения реконструкции для работающего ГПА определится следующим выражением

¿КЛ.,-1)

-<1 (17)

п

Таким образом, чем больше комплексной критерий отличается от нуля, •ем реконструкция с предложенным ГПА целесообразней. При значении <£=(), реконструкция не нужна, так как агрегат работает на номинальных ¡начениях. Чем ближе значения Кг к единице, тем целесообразней

>еконструкция. При выборе нового типа ГПА, идущего на замену старого, ¡ыражениие комплексного критерия имеет вид:

м

где а - коэффициенты влияния данного критерия на системный показате качества газотранспортной системы. Системным показателем качества Г является прибыль, получаемая в результате реконструкции.

Чем дальше от единицы находятся численные значения комплексно критерия нового ГПА, тем предпочтительнее реконструкция. Д определения комплексного критерия составлена программа и приведена приложении.

В четвертой главе были определены значения критериев К1, К2, КЗ комплексного критерия Кх для работающего агрегата ГТК-10-4, ТКЦ-1

Уренгойской КС, а также для агрегата "Коберра-182" Богандинской КС-1

Результаты расчетов представлены в табличном виде и анал:

свидетельствует о необходимости реконструкции ГТК-10-4 и "Коберра-182

По предложенной методике расчитаны характеристики новых ГТЬ

Результаты расчетов представлены в табличном виде и сделан вывод, ч:

реконструкцию агрегата ГТК-10-4 головной Уренгойской КС целесообраз*

проводить с использованием агрегата ГТН-25 или ГПА-Ц-16. Количестх

рабочих и резервных агрегатов ГТН-25 имеют наименьшее значение из ря/

новых типов ГПА. Реконструкцию агрегата "Коберра-182" Богандинскс

КС-11 целесообразно проводить с использованием агрегата ГПУ-10.

В четвертой главе содержится методика определения экономическо эффективности капитальных вложений в реконструкцию и техническс перевооружение компрессорных цехов. По данной методике проводите расчет прибыли, получаемой от реконструкции КС. Результаты расчет полностью соответствуют оценке целесообразности проведени реконструкции по предложеннной методике. Таким образом, дл определения целесообразности проведения реконструкции работающего ГТЬ и выбора варианта реконструкции КС целесообразнее пользоватьс. оценочными показателями, а прибыль, получаемую от выбранного вариант реконструкции, оценивать методикой определения экономическо]

эффективности капитальных вложений в реконструкцию и техническое перевооружение компрессорных цехов. На основании рассчитанной прибыли определены коэффициенты влияния а.

В приложении содержатся данные о работе компрессорных цехов и агрегатов ПО Тюментрансгаз, ПО Сургуттрансгаз, данные о производительности ТКЦ-Ш и всей Уренгойской КС, программа по определению критериев Kl, К2, КЗ, К£, количества рабочих и резервных агрегатов, результаты расчетов по программе, показатели серийных ГПА, определение коэффициентов влияния критериев на системный показатель качества газотранспортной системы.

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 злияния 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.

Основные результаты исследования опубликованы в следующих работах:

1. Крылов Г.В., Антонова Е.О. О критерии выбора типа ГПА на КС в условиях реконструкции. Тезисы докладов Всеросийской науч.-тех. конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", Москва, 1994г., с.198.

2. Антонова Е.О., Полетыкина Л.К. Тенденции реконструкции стареющей системы газопроводов. Тезисы докладов научного семинара по проблеме "Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики", Киев, 1995г.

3. Ситникова О.И., Антонова Е.О. Сопоставление методик гидрорасчета полиэтиленовых газопроводов и исследование его фактической производительности применительно к южным районам Тюменской области. Тезисы докладов конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", Москва, 1995г.

4. Антонова Е.О. Особенности выбора типа и количества газоперекачивающих агрегатов на дожимных компрессорных станциях. Тезисы докладов конференции молодых ученых, специалистов и студентов

по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", Москва, 1995г.

5. Антонова Е.О., Иванов И.А. Разработка иерархической модели диагностики газоперекачивающих агрегатов на КС. Тезисы докладов конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России", Уфа, 1995г.

6. Антонова Е.О., Разбойников A.A., Иванов И.А. Оценка технического ;остояния ГПА для выбора силового агрегата при реконструкции сомпрессорных станций. / Научно - технические проблемы Западно -Сибирского нефтегазового комплекса. Межвузовский сборник научных •рудов. Тюмень, 1995г.

7. Антонова Е.О., Чекардовский М.Н., Иванов И.А. Результаты 'Кспериментальных исследований газоперекачивающих агрегатов на :омпрессорных станциях. / Научно - технические проблемы Западно -Сибирского нефтегазового комплекса. Межвузовский сборник научных рудов. Тюмень, 1995г.

Соискатель

Е.О. Антонова

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.

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.

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

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