Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Повышение эффективности работы газоперекачивающего и технологического оборудования газодобывающих предприятий: На примере ООО «Уренгойгазпром»

Диссертация: Повышение эффективности работы газоперекачивающего и технологического оборудования газодобывающих предприятий: На примере ООО «Уренгойгазпром»
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Метод оптимизации размещения электростанций собственных нужд был применен при определении расположения электростанций собственных нужд на Ен-Яхинском газоконденсатном месторождении и на Песцовой площади Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Уренгойгазпром». Использование предложенного метода позволило снизить потери в распределительных электрических сетях указанных объектов… Читать ещё >

Содержание

  • 1. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ИССЛЕДОВЛ11ИЯ ЭФФЕКТИВ1ЮСТИ РАБОТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДОЖИМ НЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
    • 1. 1. Анализ динамики изменения показателей эксплуатации газоперекачивающих агрегатов
    • 1. 2. Особенности эксплуатации технологического оборудования в условиях падения добычи углеводородного сырья
    • 1. 3. Основные направления рационального использования топливно энергетических ресурсов на газотранспортных предприятиях
  • ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1
  • 2. ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
    • 2. 1. Статистический анализ эффективности работы дожимных компрессорных станций ООО «Уренгойгазпром»
    • 2. 2. Инструментальные обследования энергоэффективности работы газоперекачивающих агрегатов газовых промыслов
    • 2. 3. Эффективность утилизации тепла уходящих газов
  • ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2
  • 3. МОНИТОРИНГ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ДОЖИМНЫХ КОМПРЕССОРНЫХ CTAI1ЦИЙ
    • 3. 1. Анализ динамики изменения параметров работы дожимных компрессорных станций
    • 3. 2. Оптимизация параметров работы газоперекачивающих агрегатов
    • 3. 3. Мониторинг энергоэффективности работы газоперекачивающих агрегатов ООО «Уренгойгазпром»
    • 3. 4. Эффективность внедрения двигателей малой мощности при реконструкции Д КС
  • ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3
  • 4. РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
    • 4. 1. Анализ эффективности использования ТЭР в ООО «Уренгойгазпром»
    • 4. 2. Оптимизация схем и методов энергоснабжения газодобывающих предприятий
    • 4. 3. Выбор технических решений по повышению энергоэффективности работы технологического оборудования
    • 4. 4. Оценка эффективности применения электропривода на дожимных компрессорных станциях
    • 4. 5. Повышение энергоэффективности сеноманских ДКС путем увеличения их загрузки продукцией валанжинской залежи
  • ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4

Повышение эффективности работы газоперекачивающего и технологического оборудования газодобывающих предприятий: На примере ООО «Уренгойгазпром» (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Газовая промышленность является одной из важнейших составных частей топливно-энергетического комплекса (ТЭК). «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.» предусматривает дальнейшее увеличение добычи газа как для внутреннего потребления, так и для экспорта, интенсивную реализацию организационных и технологических мер по экономии топлива и энергии.

В настоящее время в мире наблюдается постоянное увеличение потребления энергетических ресурсов. Разведанные мировые запасы обеспечивают уровень его добычи на 60 лет. По оценкам экспертов, с учетом темпов роста потребления газа в мире, разведанных запасов и еще не разведанных его ресурсов в недрах хватит на 100 лет.

В связи с истощением многих газовых месторождений России одной из важнейших проблем оптимального развития топливно-энергетического комплекса является повышение эффективности использования и экономии энергетических ресурсов.

Основной объем газа в России добывается на северных месторождениях, многие из которых также находятся в завершающей стадии разработки. Падение пластового давления вызывает проблему компримирования газа на газовых промыслах до необходимого давления и подачу его в магистральный газопровод. Эту задачу выполняют дожимные компрессорные станции (ДКС), число работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА) на которых постоянно увеличивается. При этом возрастает и объем природного газа, затрачиваемого в качестве топлива для ГПА. На истощенных месторождениях на топливные нужды расходуется свыше 3% добытого газа.

С другой стороны, в связи со снижением объемов добычи, теоретически необходимая работа сжатия газа должна снижаться, а значит должна снижаться и мощность ГПА, а следовательно, и затраты топливного газа. Фактически же происходит увеличение удельного расхода топлива. Данная проблема должна решаться с помощью регулирования режимов ГПА или подбора технологического оборудования.

Подобные задачи, связанные с истощением месторождений, возникают во многих технологических процессах добычи и переработки газа, газового конденсата и нефти. Решение этих задач позволит сократить имеющее место резкое увеличение энергоемкости разработки газоконденсатных месторождений в условиях падающей добычи.

Цель работы — снижение энергоемкости разработки газовых месторождений путем создания методов оптимизации режимов работы технологического оборудования и совершенствования системы энергоснабжения месторождения (на примере Уренгойского газоконденсатного месторождения).

Задачи исследований.

1. Исследования влияния условий работы ГПА на энергоемкость производства газодобывающего предприятия.

2. Проведение инструментальных измерений параметров работы технологических установок и определение фактической энергоемкости производств.

3. Определение способов оптимального регулирования параметров работы технологического оборудования, вариантов изменения схем его подключения или замены на менее энергоемкое.

4. Исследование систем энергоснабжения газового месторождения с целью выявления основных источников потерь энергии и разработка способов их снижения.

5. Разработка альтернативных вариантов энергоснабжения предприятий ОАО «Газпром» с использованием не утилизируемых в настоящее время энергоресурсов.

Методы решения задач.

При решении поставленных задач и обработке промышленной технологической информации использовались вероятностно-статистические методы, оптимизационные методы с использованием элементов теории операций.

Научная новизна.

1. Разработан алгоритм статистического анализа энергетической эффективности работы газоперекачивающих агрегатов с утилизаторами. Установлено, что существующая схема утилизации тепла уходящих газов не позволяет повысить эффективность использования топлива на ДКС.

2. Разработана методика определения структуры энергоснабжения газотранспортных объектов газового месторождения как единой взаимосвязанной системы и установлено, что частичный или полный переход на автономные энергоисточники позволяет не только снизить затраты на энергоресурсы, но и устранить выбросы парниковых газов в атмосферу.

3. Предложен метод расчета местоположения автономных энергоисточников, позволяющий минимизировать потери энергии в транспортных коммуникациях и учитывающий фактическое расположение источников собственных утилизируемых энергоресурсов.

4. Разработан метод оптимизации режимов ДКС при совместном компримиро-вании продукции сеноманской и валанжинской залежи, позволяющий снизить удельное потребление топливного газа на 25.28%.

На защиту выносятся теоретические выводы и обобщения, методы и практические рекомендации по совершенствованию режимов работы оборудования, позволяющие сократить энергоемкость производства газотранспортных подразделений ОАО «Газпром».

Практическая ценность работы.

Метод оптимизации загрузки нагнетателей был внедрен на ДКС-1А и ДКС-5 Уренгойского газопромыслового управления ООО «Уренгойгазпром», что позволило снизить в 1,5−2 раза удельный (объемный) расход топливного газа и повысить политропный КПД нагнетателей на 7−10%.

Метод оптимизации размещения электростанций собственных нужд был применен при определении расположения электростанций собственных нужд на Ен-Яхинском газоконденсатном месторождении и на Песцовой площади Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения ООО «Уренгойгазпром». Использование предложенного метода позволило снизить потери в распределительных электрических сетях указанных объектов в 1,9 — 2,1 раза.

Методика определения энергетической эффективности работы газотурбинных установок применялась на практике при проведении работ по энергети6 ческому обследованию дожимных компрессорных станций Уренгойского газопромыслового управления ООО «Уренгойгазпром».

Апробация работы. Основные положения диссертации доложены и обсуждены на:

— Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт сегодня и завтра» (Уфа, 27−29 нояб., 2002);

— III Энергетическом форуме (Уфа, 2003);

— Научно-технической конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» (г. Новый Уренгой, 25−26 марта 2004 г.);

— Научно-практической конференции «Эпергоэффективные технологии» (Уфа, 2004).

Публикации.

Основное содержание работы отражено в 9 научных работах, из 9 по теме диссертации, в том числе 4 статьи и 5 тезисов докладов, опубликованных в материалах различных научных конференций и форумов.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, одного приложения. Работа содержит 202 страниц машинописного текста, в том числе 32 таблицы, 75 рисунков, библиографический список использованной литературы из 155 наименований.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1 Установлено, что энергетическая эффективность газоперекачивающих агрегатов Уренгойского газопромыслового управления ниже номинальной на 20−30%. Выявлено, что оптимизация режимов работы ГПА в рассмотренных условиях не может обеспечить существенное снижение энергозатрат, а причиной низкой эффективности работы ГПА является несоответствие установленного оборудования конкретным условиям работы ДКС. Причем, минимальные энергозатраты превышают номинальные показатели установленного оборудования более чем на 20%.

2 Проведен анализ энергопотребления УГКМ и показана целесообразность перевода энергообеспечения на автономные источники. Разработан метод оптимизации размещения ЭСП на территории УГКМ, проведены расчеты для различных вариантов выбора числа и мощности энергоблоков.

3 Установлено, что имеющиеся ресурсы неутилизируемого низконапорного газа желательно использовать в качестве топлива для электростанций, которые могут служить в качестве автономных источников электроэнергии ряда объектов Уренгойского газопромыслового управления. Показано, что экономия энергоресурсов в денежном выражении за счет использования низконапорного газа составит 500 млн руб./год.

4 Предложено применение электрообогрева технологических трубопроводов и показано, что его использование позволяет сократить потери тепловой энергии, а также существенно снизить затраты на техническое обслуживание теплоспутников.

5 Рассмотрена возможность использования электропривода на ДКС. Показано, что это мероприятие целесообразно для трех ГП при строительстве ТЭЦ в г. Новом Уренгое, использующей неутилизируемый низконапорный газ с предприятия НГДУ.

6 Разработан метод оптимизации режимов ДКС при совместном компримировании продукции сеноманской и валанжинской залежи, позволяющий снизить удельное потребление топливного газа на 25.28%.

Показать весь текст

Список литературы

  1. С.В., Елкин А. А., Каширин А. И., Клюев О. Ф. Повышение мощности ГТУ //Газовая промышленность. — 2000.-ЖЗ.- с.57−59.
  2. Е.П. Анализ надежности работы газоперекачивающих агрега-тов//Газовая промышленность.-1970. № 7.-С.40−43.
  3. В.П., Карасевич A.M., Гришко В. В., Кисленко Н. А. Экономические вопросы энергосбережения. Серия: Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности.- М., 2004.-44 с.
  4. А.В., Яковлев К. И. Проектирование и эксплуатация систем дальнего транспорта газа. М., Недра, 1974. 432 с.
  5. Р.А., Белоусов А. Г., Яковлев Е. И. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1988. — 281 с.
  6. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа.-ВНИИГАЗ, Москва, 1976, 1985.
  7. А.П., Барский И. П., Орехов В. К., Шаталов И. К. Повышение мощности газотурбинной установки // Газовая промышленность М.: 1999 г, № 8, с. 29−31.
  8. Анализ состояния и перспективы сокращения затрат природного газа при эксплуатации газотурбинных компрессорных цехов. / Шуровский В. А., Синицин Ю. Н., Клубничкин А. К. и др. // Транспорт и хранение газа. М.: ВНИИГазпром, 1982.-Вып. 2.-С. 11−14.
  9. И.Р. Диагностирование и регулирование гидродинамических характеристик нефтегазопроводов: Дис. д-ра технических наук. — Уфа,-1995.-378с.
  10. И.Р. Методы оперативного контроля при эксплуатации магистральных нефтепроводов с учетом априорной информации: Дис. кандидата технических наук.-У фа, 1986.-167с.
  11. И.Р., Путенихин АЛО. Оптимизация расположения ремонтных подразделений, обслуживающих протяженный газопровод (тезисы)
  12. И.Р., Гольянов А. И., Смородов Е. А., Китаев С. В. Уточнение методики оценки технического состояния проточной части газоперекачивающих агрегатов // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики.-2001. -№ 3−4, — с. 3−6.
  13. И.Р., Жданова Т. Г., Гареев Э. А. Моделирование технологических процессов трубопроводного транспорта нефти и газа.-Уфа, 1994.-127с.
  14. И.Р., Смородов Е. А., Ахмадуллин К. Р. Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. — 275 с.
  15. И.Р., Смородов Е. А., Шакиров Б. М. Принципы реконструкции системы энергоснабжения населенных пунктов // Известия ВУЗов. Проблемы энергетики. -2001.-№ 9−10.- С.77−81.
  16. И.Р., Смородова О. В., Тухбатулин Ф. Г. Диагностирование технического состояния газопроводов // Газовая промышленность.-1998.-.М>6.-С.15−17.
  17. И.Р., Юкин Г. А. Экспертная система «энергоаудит компрессорных станций» // тез. докл. Межрегиональной научно-методической конференции «Проблемы нефтегазовой отрасли». — Уфа, 2000 г. с. 36.
  18. С.Ф., Васильев П. Д., Магазаник Я. М. Компрессорные станции с газотурбинным приводом. М.: 11едра, 1968. — 278 с.
  19. Н.И. Метод технико-экономического сравнения энергоприводов на компрессорных станциях магистральных газопроводах //Труды МИНХ и ГП М.: 11едра, 1964. — Вып.47. -С. 21 -25
  20. Н.И. Неизотермичное движение реального газа по трубопроводу // Труды МИНХ и ГП М.:11едра, 1971.- Вып.97. — С. 14−24
  21. Н.И. Термодинамические процессы газотурбинных двигателей М.: Недра, 1969. — 128 с.
  22. И.В., Шварц Г. Р., Великий С. Н., Ершов М. С., Яризов А. Д. Новые технологии и современное оборудование в электроэнергетике газовой промышленности. 2002. 300 е.: ил.
  23. Р.Я., Бобровский С. А., Галиуллин З. Г. Оптимизация режимов работы закольцованных магистральных газопроводов // Газовая промышленность М.: 1967 г, № 3.
  24. Бронштейн J1.C. Ремонт стационарной газотурбинной установки. JI.: Недра, 1987.- 143с.
  25. .В., Тер-Саркисов С.М., Леонтьев Е. В. Развитие газотранспортной системы для вывода газа северных месторождений //Газовая промышленность. 2004.-№ 6.-С.10−12.
  26. В.Н. Автоматизация имитационного моделирования сложных систем. М.: Наука, 1977. — 240 с.
  27. Ю.Н., Смерека Б. М. Повышение эффективности эксплуатации компрессорных станций. М.: «Недра», 1981 г.— 240с.
  28. А.А. Проблемы устойчивого функционирования ГПУ в условиях отложенного ввода ДКС-3//Газовая промышленность. 2002.-№ 3.-С.66.
  29. Е.С. Исследование операций: задачи, принципы, методология. М.: 11аука, 1988. — 206с.
  30. А.Г. Метод оценки выходных показателей ГТУ в эксплуатационных условиях//Газовая промышленность. 2001.-№ 3.-C.31−33.
  31. М.М., Михеев А. Л., Конев К. А. Справочник работника газовой промышленности. М.: Недра, 1989.-286 с.
  32. Э.Л., Константинова И. М. Режим работы магистрального газоправода. Л.: Недра, 1970. — 168с.
  33. Временная методика определения энергетической эффективности работы газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: ОАО «Газпром», 2003, 23 с.
  34. З.Т. Перспективы развития магистрального транспорта газа//Газовая промышленность. 1998. — № 8. — С. 56−58.
  35. А.К. Повышение надежности нефтепромыслового оборудования на стадии эксплуатации. Уфа: УГНТУ, 1999. — 208с.
  36. В.Е. Теория вероятности и математическая статистика. — М.: «Высшая школа», 1977 г.-479с
  37. Д.П. Современные методы термодинамического анализа энергетических установок. -М.: Энергия, 1969.-368с.
  38. С. Херпин. Повышение эффективности перекачивания газа за счет очистки трубопровода растворителем. Нефтегазовые технологии. — 2000. — № 4. — С. 99−101.
  39. ДеточенкоА.В., Михеев А. Л., Волков М. М. Спутник газовика — М.: Недра, 1978.-310с.
  40. З.Д., Клубничкин А. К., Щуровский В. А. Термодинамика сжатия природного газа и характеристики нагнетателей для компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: ВНИЭгазпром, 1974. — 44 с.
  41. В.П., Микаэлян Р. Э., Микаэлян Э. А. Проблема всеобщего управления качеством энерготехнологических производств. // Нефтегазовые технологии. Изд. «Топливо и энергетика». 2000. — № 1. — С. 11−15.
  42. В.Г., Зарицкий С. П., Калинин М. С., Чарный Ю. С. Диагностирование расцентровок валов//Газовая промышленность.-1983.-№ 7.-C.31−33
  43. В.Г., Чарный Ю. С., Шульман М. Х. О погрешностях расчета показателей эффективности ГГПА в системах технической диагностики//Газовая промышленность. 1986.-№ 4.-С.31−33.
  44. В.И., Леонтьев Е. В. Концепция и проблемы энергосбережения в магистральном транспорте газа. // Материалы научно-технического совета
  45. РАО «Газпром», «Ход реализации научно-технической программы энергосбережения в транспорте газа». М.: ИРЦ Газпром, 1996. — С. 3−13.
  46. П.Н. Оптимизация работы сложной газопроводной системы // Газовая промышленность М.: 2002 г, № 9, с. 56−59.
  47. П.Н., Ревзин Б. С., Тарасов А. В. Повышение эффективности использования газоперекачивающих агрегатов // Газовая промышленность М.: 1996 г, № 9−10, с. 51−52.
  48. В.А., Бикчентай Р. Н., Вассерман А. А. Теплотехнические расчеты процессов транспорта и регазификации природных газов: Справочное пособие. М.: 11едра, 1980. — 320 с.
  49. С.П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: Недра, 1987. — 198 с.
  50. С.П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: Недра, 1987. — 198с.
  51. С.П. Надежный способ сохранения работоспособности оборудования//Газовая промышленность. 1995.-№ 8.-С.7−8.
  52. С.П. Основные направления работ по разработке и внедрению в отрасли методов, средств и систем технической диагностики оборудования КС// Диагностика оборудования и трубопроводов. 1996.-№ 1−2.-С.З-16.
  53. С.П. Основные направления работ по разработке и внедрению в отрасли методов, средств и систем технической диагностики оборудования КС//Диагностика оборудования и трубопроводов. -1995.-№ 5.-С.З-17.
  54. С.П. Основные направления работ по разработке и внедрению в отрасли методов, средств и систем технической диагностики оборудования КС // Диагностика оборудования и трубопроводов. 1996. — № 1−2.-с.З-16.
  55. С.П. Основные направления работ по разработке и внедрению в отрасли методов, средств и систем технической диагностики оборудования КС//Диагностика оборудования и трубопроводов.-1995.-№ 5.-С.З-17.
  56. С.П. Техническая диагностика как способ сохранения надежности изношенного оборудования//Пятая юбилейная Международная деловая встреча Диагностика-95.-Москва, 1995.-С.З-7.
  57. С.П. Техническая диагностика как способ сохранения надежности изношенного оборудования // Материалы пятой юбилейной Международной деловой встречи Диагностика-95.-М.: 1995. С.3−7.
  58. С.П., Вертепов А. Г. Контроль и получение характеристик ЦБН//Газовая промышленность. 2001 .-№ 8.-С.57−58.
  59. А.Г., Зайченко Ю. П., Дмитриев В. Д. Принятие решений на основе самоорганизации. М.: Советское радио, 1976. — 280 с.
  60. Инструкция по определению мощности и оценке технического состояния проточной части ГПА с турбоприводом.- М.:Союзоргэнергогаз, 1983,-58с.
  61. Инструкция по определению эффективности работы и технического состояния газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: ВНИИГаз, 1981.-66с.
  62. Д.А., Яковлев Е. И. Корреляционный метод диагностирования магистрального газопровода. -М.: Энергия, 1977.- с. 25.
  63. Исследование операций.: В 2-х томах/Пер. с англ./Под ред. Дж. Моудера, С.Элмаграби.-М.:Мир, 1981.-677с.
  64. В.И., Огородник А. В. Управление режимом работы компрессорной станции //Нефтяная и газовая промышленность.-1991.-№ 1.- с.43−46.
  65. А.Ф. Повышение эффективности работы газотурбинного энергопривода на магистральных газопроводах // Известия ВУЗов «11ефть и газ». -2002. № 6. — С. 86−92
  66. А.Ф. Сопоставление и выбор оптимальных схем компримирования природного газа на КС//Газовая промышленность. 2004.-№ 3.-С.55−56.
  67. М.С., Дубинский В. Г., Чарный Ю. С., Левицкий Т. Л., Журавлев Е. Н. Задачи технической диагностики ГПА//Газовая промышленность. -1982.-№ 1−6.-С.24−26.
  68. Н.Г. Стратегия использования природного газа до 2020 г. //Газовая промышленность. 2002.-№ 2.-С.22−26.
  69. С.В. Повышение энергетической эффективности работы газоперекачивающих агрегатов: Дис. канд. техн. наук. Уфа, 2003. 162с.
  70. JI.A., Макиенко Г. П., Акмалов И. М., Пешин С. М. Нагревательные кабели и борьба с отложениями парафина при добыче нефти. Нефтегазовое машиностроение. — 2003, № 11.
  71. JI.A., Макиенко Г. П., Акмалов И. М., Пешин С. М. Нагревательные кабели и электроподогрев скважин. Бурение и нефть. — 2004, № 3, с. 22 -25.
  72. А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. — М.: Нефть и газ, 1999. 457 с.
  73. А.Н., Буховцев Б. М., Поршаков Б. П. Экономия энергозатрат при транспорте газа // Газовая промышленность М.: 2002 г, № 1, с. 70−71.
  74. А.Н., Никишин В. И., Поршаков Б. П. Энергетика трубопроводного транспорта газов. — М.: ГУП издательство «11ефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2001. 400 с.
  75. И.М. Предварительное диагностирование состояния ГПА по эксплуатационно-экологическим параметрам работы КС. Энергодиагностика и condition monitoring. (Сборник трудов). -Том 2. Часть l.-M.: 2001.-С.23−29.
  76. А.В., Иванов В. А. Техническое обследование газотурбинных газоперекачивающих агрегатов газопроводов в условиях эксплуатации // Новые технологии в газовой промышленности. — М.: 1995.-С.118−119.
  77. А.А., Коробков Г. Е., Душин В. А., Пабиев P.P. Обеспечение надежности магистральных трубопроводов. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2000.-170с.
  78. В.И. Повышение технического и организационного уровня ремонта ГПА//Газовая промышленность.-1985. № 11.-С.31−33.
  79. В.В. 11адежность авиационных двигателей и силовых установок. -М.: Машиностроение, 1976. — 310 с.
  80. И.В. Переменный режим работы газотурбинных установок.-М.: Машгиз, 1961.-227 с.
  81. В.Д. К вопросу о надежности ГПА // Газовая промышленность. 1991 .-№ 1 .-С.39−40.
  82. Р.Ш. Вопросы рациональной эксплуатации газотурбинных установок,-Уфа, 1993.- 103с.
  83. И.А., Журавлев И. Г. Основы надежности систем добычи газа. М.: Недра, 1975.-205 с.
  84. А.А. Энергоэффективность -главный приоритет энергетической стратегии России//НТС. Серия: Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения.- М: ИРЦ Газпром, 2003.- № 3.- С.3−13.
  85. Г. П. Кабели и провода, применяемые в нефтегазовой индустрии. Стиль-МГ, Пермь, 2004, 560 с.
  86. Г. П., Буренков А. Е., Долгошапко М. А., Савченко В. Г., Жо-га В.П. Кабели нагревательные и борьба с отложениями парафина при добычи нефти. Пермская область для нефтегазовой промышленности. Пермь: Стиль-МГ, 2002.- 176 с.
  87. С.В. Пути повышения надежности компрессорных станций на основе системной диагностики. // Новые технологии в газовой промышленности. М.: 1995. — с. 111−112.
  88. А.А. Экспресс-метод определения технического состояния ГГПА с применением напорных характеристик ЦБН // Новые технологии в газовой промышленности. М.: 1995.- С.117
  89. Э. А. Микаэлян Р.Э., Дорохин В. П. Перспективы применения газотурбинных агрегатов в нефтегазовой промышленности. // Нефтяное хозяйство. 1998. — № 6. — С. 49−53.
  90. Э.А. Техническое обслуживание энерготехнологического оборудования, газотурбинных газоперекачивающих агрегатов системы сбора и транспорта газа. Методология, исследования, анализ и практика. — М.: Изд-во «Топливо и энергетика», 2000. — 314с.
  91. Э.А. Эксплуатация газотурбинных газоперекачивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов. М.: Недра, 1994. — 304с.
  92. Э.А., Дорохии В. П. Топливно-энергетические показатели газоперекачивающих агрегатов КС газопроводов. // Нефтяник. Изд. «Топливо и энергетика» 1995. — № 3−6. — С. 17−21.
  93. Э.А., Микаэлян Р. Э. Влияние режима работы газопровода на технико-экономические показатели трубопроводного транспорта // Газовая промышленность — 1995. -№ 11.- С.4−6.
  94. Э.А., Микаэлян Р. Э. Газотурбинные технологии. Проблемы их применения в нефтегазовой промышленности. // Нефть России. М.: изд. «АУТОПАН». 1998. — № 4. — С.58−59.
  95. Э.А., Микаэлян Р. Э. Закон сохранения энергии для формирования основных принципов технического обследования энерготехнологического оборудования // Наука и технология углеводородов. Научно-технический журнал. 1999. — № 3. — С.48−57.
  96. Э.А., Микаэлян Р. Э. Проблема выбора газотурбинных газоперекачивающих агрегатов для оснащения КС современных строящихся газотранспортных систем. // Нефтегазовые технологии. Изд. «Топливо и энергетика». 2001. — № 1. — С. 12−16.
  97. Э.А., Микаэлян Р. Э. Проблема повышения качества эксплуатации газотранспортных систем с газоперекачивающими агрегатами // Нефтегазовые технологии. Изд. «Топливо и энергетика». 1999. — С. 14−17.
  98. Э.А., Микаэлян Р. Э. Системный подход к энергосбережению при развитии газотурбинных технологий. // Нефтегазовые технологии. Изд. «Топливо и энергетика». 2001. — № 2. — С. 10−16.
  99. Э.А., Микаэлян Р. Э. Техническое обследование ГГПА КС и газопроводов. // Газовая промышленность. — 1998. -№ 10. С.29−31.
  100. Э.А., Микаэлян Р. Э., Подмарков В. Ю. Влияние чувствительности газотурбинных установок к температуре наружного воздуха на режим работы //Нефтегазовые технологии. Изд. «Топливо и энергетика», ноябрь-декабрь, 2000,№ 6 (май-июнь), с. 13−19.
  101. Э.А., Толыбеков Б. С. Периодические колебание производительности газопровода, мощности энергопривода. Сб «Горное дело» МВиС-СО, 1967. — вып.З. — С.25−29.
  102. А.Х., Степанова Г. С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М.: Недра, 1977. — 228 с.
  103. В.И. Энергосберегающие технологии в трубопроводном транспорте природных газов. М.: Нефть и газ, 1998. — 352с.
  104. В.П. Определение показателей надежности элементов системы управления ГПА//Газовая промышленность.- 1972.-№ 9.-С.18−22.
  105. Отчет об энергообследовании филиалов ООО «Уренгойгазпром». АНО «Центр энергосбережения РБ», Уфа, 2004.
  106. Официальный сайт фирмы «Тепломаг» http://www.teplomag.ru/
  107. П.П., Кунина П. С., Лебедь А. В. Выбор привода для компрессорных установок/ЛГазовая промышленность. 2003.-№ 8.-С.71−74.
  108. А.С., Старцев В. В. Повышение надежности и эффективности работы компрессорных станций с газотурбинными ГПА. М.: ИРЦ Газпром, 1993.-82 с.
  109. Л.К., Степанов О. А. Задачи и методы технической диагностики для обеспечения надежности ГПА // Новые технологии в газовой промышленности. М., 1995. — С. 62−63
  110. В.В. Минеральные ресурсы и экономика России на рубеже XX -XXI столетий: проблемы и пути их решения//Вестник ОГГГГН РАН, — № 3(9).-1999 г.
  111. Портативный газоанализатор КМ900. Руководство пользователя. -М.: «Энерготест», 2000. 37 с.
  112. .П. Газотурбинные установки для транспорта газа и бурения скважин. М.: Недра, 1982. — 183 с.
  113. .П. Газотурбинные установки для транспорта и бурения скважин. -М.: Недра, 1982.-183 с.
  114. .П., Бикчентай Р. Н., Романов Б. А. Термодинамика и теплопередача (в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности): Учебник для ВУЗов. М.: 11едра, 1987. — 350 с.
  115. .П., Лопатин А. С., Назарьина A.M., Рябченко А. С. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. -М.:Недра, 1992.-207 с.
  116. .П., Лопатин А. С., Назарьина A.M., Рябченко А. С. Повышение эффективности эксплуатации энергопривода компрессорных станций. -М.: Недра, 1992.-207 с.
  117. .П., Халатин В. И. Газотурбинные установки на магистральных газопроводах. М.: Недра, 1974. — 160 с.
  118. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов: ВРД 39−1.10−006−2000. М.: В11ИИгаз. ИРЦ «Газпром», 2000. — 218 с.
  119. Путенихин АЛО. Повышение энергетической эффективности предприятия путем использования частотно-регулируемого привода (тезисы)
  120. А.Ю. Энергосберегающие технологии и режимы аппаратов воздушного охлаждения (тезисы)
  121. РД 153−390−112−01 «Методика определения норм расхода и нормативной потребности в природном газе на собственные технологические нужды магистрального транспорта газа».
  122. РД 34.09.255−97. Методические указания по определению тепловых потерь в водяных тепловых сетях.-М.: ОРГЭС.-1998.
  123. .С. Газотурбинные газоперекачивающие агрегаты. М.: Недра, 1986.-215 с.
  124. .С., Ларионов И. Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа. М.: Недра, 1991. — 303 с.
  125. В.В., Гриценко А. И., Зотов Г. А., Тер-Саркисов P.M. Газовые технологии XXI века//Газовая промышленность. 2000.-№ 7.-С.21−25.
  126. З.С. Эксплуатация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. — М.: Недра, 1990. 141с.
  127. Сложные трубопроводные системы/В.В. Грачев, М. А. Гусейн, Б. И. Ксенз, Е. И. Яковлев. М., Недра, 1982. 256 с.
  128. Е.А., Китаев С. В. Методы расчета коэффициентов технического состояния ГПА // Газовая промышленность М.: 2000 г, № 5, с. 29−31.
  129. A.M., Путеиихин АЛО. Энергоэффективность очистки проточной части осевого компрессора газотурбинной установки // III Энергетический форум в Уфе, 2003.- с.53−54.
  130. Теплотехнические расчёты процессов транспорта и регазификации природных газов. Справочное пособие / Загорученко В. А., Бикчентай Р. Н., Вас-серман А.А. и др. М.: 11едра, 1980. — 320 с.
  131. Тер Саркисов P.M., Цыбульский П. Г., Ланчаков Г. А., Кучеров Г. Г. Особенности освоения Уренгойского месторождения//Газовая промышленность. -2000.-№ 4.-С.22−24.
  132. А.Н., Седых З. С., Дубинский В. Г. Надежность газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: 11едра, 1979. — 207 с.
  133. Трубопроводный транспорт газа / С. А. Бобровский, С. Г. Щербаков, Е. И. Яковлев и др. М.: Наука, 1976. — 475 с.
  134. В.В. Газовая турбина и перспективы ее применения в энергетике и транспорте // Теплоэнергетика. 1955. — № 7. — С.3−9.
  135. К.В. Мероприятия по ресурсосбережению в организациях добычи и транспорта газа//ПТС. Серия: Отраслевая энергетика и проблемы энергосбережения.- М: ИРЦ Газпром, 2003.- № 2.- С.22−29.
  136. В.В. 11адежность и диагностика газопроводов // Газовая промышленность. — 1997. № 3. — С. 10−12.
  137. Д. Анализ процессов статистическими методами — М.: Мир, 1973.-957 с.
  138. М.М., Рахмилевич 3.3., Хачатурян С. А. Повышение производительности и эксплуатационной надежности компрессорных установок. -М.: ВПИИОЭНГ, 1978.-55 с.
  139. A.M. Диагностирование и оптимизация режимов работы трубопроводов в осложненных условиях эксплуатации: Дис-д-ра техн. наук — Уфа, 1985.-318 с.
  140. В.А. Технические и технологические предпосылки развития систем параметрической и экологической диагностики газотурбинных и газоперекачивающих агрегатов. // Диагностика оборудования и трубопроводов. -М.: ИРЦ «Газпром», 1999. -№ 3. С. 3−10.
  141. В.А., Зарицкий С. П., Синицин IO.lI. Определение основных параметров газотурбинных ГПА // Газовая промышленность. 1979. — № 121. С.46−48.
  142. Энергосбережение в трубопроводном транспорте. / Апостолов А. А., Бикчентай P. I I., Бойко A.M. и др. М.: ГУП Изд. «Нефть и газ», РГУ нефти и газа им. Губкина, 2000. — 176 с.
  143. Г. А. Диагностирование режимов работы газотурбинных установок компрессорной станции // Газовая промышленность М.: 2002 г, № 11, с. 6162.
  144. Г. А. Диагностирование, оперативный контроль и оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов//Диссергация кандидата технических наук. Уфа, 2004. — 145с.
  145. Г. А., Байков И. Р., Бикмухаметов В. Д. и др. Комплексная программа Республики Башкортостан «Энергосбережение на 2003−2005 годы». -Уфа: УГНТУ, 2003. 259 с.
  146. Г. А., Байков И. Р., Путенихин А. Ю., Юкин А. Ф. Потенциал повышения энергоэффективности работы компрессорных станций // 3-й Российский энергетический форум: Сборник докладов. Уфа, 2003. — С. 63 — 65
  147. Fetisenkova N.I., Jakovlev E.l. Software package for fault control during operation of gasturbine gas-transferring aggregates//2ndint. Conf. «Pipeline insp.».
  148. Oct. 14−18.-Moscow, 1991 .-S. 105−111.
  149. Hisey D.T., Kiefner J. F. Method for evaluating corroded pipe addresses variety of patterns // Oil and Gas J. 1992. — Vol. 90. — P. 77−82.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!