Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Разработка методики выбора типа газоперекачивающего агрегата при реконструкции системы газопроводов

Диссертация: Разработка методики выбора типа газоперекачивающего агрегата при реконструкции системы газопроводов
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

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… Читать ещё >

Содержание

  • 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

Разработка методики выбора типа газоперекачивающего агрегата при реконструкции системы газопроводов (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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 западносибирских 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 23 015 10,7 от 20 до 30 46 932 21,8 от 10 до 20 63 239 29,3 менее 10 79 901 37,1.

Итого 251 400 100.

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 ЗападноСибирского 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.

Показать весь текст

Список литературы

  1. 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. 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. Е.О., Полетыкина Л. К. Тенденции реконструкции стареющей системы газопроводов./Сбор. докл. науч. сем. Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Киев, 1995.
  7. И. И. Нормальный и фактический расход топливного газа на компрессорных станциях./Серия Экономика: ВНИИЭГазпром. Выпуск № 1. — М.: 1981. — с. 12 — 17.
  8. И. В. Исследование технологических параметров компрессорных станций с центробежными нагнетателями природного газа. М.: Недра, 1978. 184с.
  9. Г. В., Еремин Н. В., Степанов O.A. Аппараты воздушного охлаждения газа на компрессорных станциях. СПб.: Недра, 1994. с. 17 — 23.
  10. 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. В.В. Управление магистральными газопроводами. М.: Недра, 1979. 321с.
  13. А.Д. Техническая оценка транспортировки газа и его комплексная оценка.//Газовая промышленность. 1979. — № 2. — с. 23 — 26.
  14. Ю.А., Чура Н. И., Широченский С. И. Конроль утечек из трубопроводов и оборудования. //Газовая промышленность. 1994. — № 10. — с. 14 — 15.
  15. И. А. Показатели оценки неравномерности в газоснабжении.//ЭИВНИИЭГазпрома. 1977. № 2. — с. 37 — 39.
  16. А.Н. Эффективность использования авиадвигателей в газовой промышленности.//Газовая промышленность. -1979. №Ю. с. 53 — 57.
  17. 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. 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. З.Т., Леонтьев Е. В. Интенсификация магистрального транспорта газа. М.: Недра, 1991.
  22. 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. Л.А. Диагностика газопроводов: поиск дефектов плюс расчеты напряженного состояния трубы.//Газовая промышленность. 1995. — № 6. — с. 29 — 31.
  24. 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. Ю.И. Унификация проточных частей компрессорных машин газотурбинных агрегатов.//Газовая промышленность. 1994. — № 10. — с. 28 — 30.
  27. Ю.И. Газодинамические характеристики нагнетательной установки ГТН-16 со степенью повышения давления)44. //Газовая промышленность. 1995. -№ 3. — с. 14−16.
  28. С.П. Диагностика газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: Недра, 1987. 198с.
  29. В.А., Крылов Г. В., Рафиков Л. Г. Эксплуатация энергетического оборудования газопроводов Западной Сибири. М.:1. Недра, 1987. 144с.
  30. В.А., Яковлев Е. И., Пушкин В. А., Клюк Б. А., Матросов И. В. Повышение эффективности работы трубопроводных магистралей. М.: ВНИИОЭНГ, 1993.
  31. 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. И.А. Исследование и прогнозирование характеристик ГПА с газотурбинным приводом при трубопроводном транспорте газа. М.: Недра, 1978. 167с.
  33. A.A., Передрий Л. Я., Болотова В. Л. Методика выбора типа привода для газоперекачивающих аппаратов магистральных газопроводов./Сыктывкар: 1980. с. 8 — 18.
  34. А.П., Крюкова А. Н., Чумаков В. Д. Эффективность применения электроприводных компрессорных станций.// Строительство трубопроводов. 1980. — № 2. — с. 34 — 39.
  35. А.Ф., Обищенко В. А. Регулирование скорости вращения электроприводных центробежных нагнетателей.// Газовая промышленность. 1972. — № 2. — с. 31 — 35.
  36. 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. 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. Г. В., Матвеев A.B., Степанов O.A., Яковлев Е. И. Эксплуатация газопроводов Западной Сибири. Л.: Недра, 1985. -288с.
  40. .Л., Седых А. Д., Овчаров Л. А. Научно техническое прогнозирование развития систем газоснабжения. М.: Недра, 1987. 190с.
  41. 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. Ю.Г. Моделирование компрессорных станций на мегистральных газопроводах./Науч.-тех. обз. ВНИИЭГазпром, 1976. 31с.
  43. Р.П. Методика оценки технико-экономической целесообразности замены устаревших компрессорных агрегатов на магистральных газопроводах./Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 1985. 11с.
  44. 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. Э.А. Эксплуатация газотурбинных газоиерека-Почивающих агрегатов компрессорных станций газопроводов. М.: Недра, 1994.
  47. A.M. Анализ состояния и перспективы использования газотурбинного привода на компрессорных станциях магистральных газопроводов. Кан. дис. М.: ГАНГ, 1988. — 136с.
  48. 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 1984 г.
  54. 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. .П., Бикчентай Р. Н., Романов Б. А. Термодинамика и теплопередача (в технических процессах нефтяной и газовой промышленности). М.: Недра, 1987. 210с.
  58. .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. .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. .П. Газотурбинные установки для транспорта газа и бурения скважин. М.: Недра, 1982. 184с.
  61. .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. .С., Ларионов И. Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа: справ, пособие. М.: Недра, 1991. 216с.
  70. 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. М.Г., Ставровский Е. Р. Оптимизация систем транспорта газа. М.: Недра, 1975. 196с.
  75. А.Н., Седых З. С., Дубинский В. Г. Надежность газоперекачивающих аппаратов с газотурбинным приводом. М.: Недра, 1979. 208с.
  76. В.В. Проблема ресурса газопроводных конст-кций.//Газовая промышленность. 1994. — № 7. — с. 17−24.
  77. 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. Й. Выбор оптимальных газоперекачивающих агрегатов для компрессорных станций магистральных газопроводов в условиях газотранспортной состемы Чехословакии. Кан. дис. М.: ГАНГ, 1983. 351с.
  79. Г. Б., Антонов Г. П., Шицко С. А. Строительство компрессорных станций с агрегатами ГТК-10−4.//Строительство газопроводов. 1979. — № 1. — с. 26 — 27.
  80. В.А. Определение характеристик газотурбин- ных установок методом малых отклонений.// Газовая промышленность. 1969. — № 11. — с. 20 — 25.
  81. 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. В.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1978. 407с.
  83. Е.И., Иванов В. А., Клюк Б. П., Матросов В. И. Трубопроводный транспорт жидких и газообразных энергоносителей. М.: ВНИИОЭНГ, 1993.
  84. 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. Е.И., Крылов Г. В. и др. Методика оперативного управления режимами сложных газотранспортных систем в условиях неполной информации. Киев: Союзгазпроект, 1986. 95с.
  86. 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—1994 гг.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-16−75 280.12−4 370−14−1370.18−1 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 72 160 240
  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 3 120 822 0,866 0,876 4801
  148. ГТ-750−6 30 10 187 058 0,845 0,876 4515
  149. ГТ-6−750 100 31 538 044 0,804 0,782 2195
  150. ГТК-10−4 263 68 1 359 912 0,805 0,793 2606
  151. ГТК-10−4 А 88 22 453 940 0,760 0,741 1030
  152. ГПУ-10 24 6 131 317 0,831 0,812 1264
  153. ГПУ-10А 48 14 253 985 0,748 0,784 869
  154. ГТК-ЮИ 5 1 45 682 0,832 0,866 917
  155. ГТК-16 9 3 63 572 0,645 0,594 2723
  156. ГТН-16 30 6 128 521 0,494 0,517 620
  157. ГТК-25И 6 2 54 522 0,840 0,728 1917
  158. ГТК-25ДБ 15 5 93 509 0,743 0,706 742
  159. ГТК-25АЕГ 36 12 191 615 0,745 0,820 724
  160. ГТН-25НЗЛ 9 3 41 031 0,615 0,647 313
  161. ГПА-Ц-16 117 28 476 443 0,711 0,830 8291. В целом по объединен ию 795 214 3 879 973 0,782 0,788 13 791 994 гол
  162. ГТ-700−5 15 3 140 141 0,859 0,861 9103
  163. ГТ-750−6 30 10 212 860 0,845 0,868 3576
  164. ГТ-6−750 102 32 608 838 0,797 0,811 4092
  165. ГТК-10−4 256 68 1 454 407 0,810 0,566 3115
  166. ГТК-10−4 А 88 25 495 699 0,293 0,829 1364
  167. ГПУ-10 24 6 164 478 0,864 0861 1232
  168. ГПУ-10А 48 14 284 679 0,818 0,831 1675
  169. ГТК-10И 5 1 66 024 0,889 0,814 1000
  170. ГТК-16 9 3 86 044 0,698 0,669 3069
  171. ГТН-16 35 10 168 992 0,480 0,525 675
  172. ГТН-25И 6 2 74 514 0,717 0,791 1513
  173. ГТК-25ДБ 15 5 123 224 0,816 0,743 154
  174. ГТК-25АЕГ 32 12 248 370 0,804 0,793 1615
  175. ГТН-25НЗЛ 15 5 83 483 0,573 0,613 308
  176. ГПА-Ц-16 195 86 698 553 0,771 0,797 12 711. В целом по объединен ию 883 261 4 350 606 0,779 0,778 1863
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?