Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Повышение эффективности работы компрессорных станций применением газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха

Диссертация: Повышение эффективности работы компрессорных станций применением газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

На основе анализа состава и состояния оборудования, эксплуатирующегося на ряде КС Западной Сибири, установлена необходимость их реконструкции с применением газотурбинных установок с повышенной топливной экономичностью, превышающей фактическую экономичность установок мощностью менее 10МВт, находящихся в эксплуатации и отработавших весь или большую часть своего проектного ресурса. На основе… Читать ещё >

Содержание

  • Введение. Общая характеристика работы
  • Раздел I. Состояние, методы и направления совершенствования основного оборудования компрессорных станций (КС) магистральных газопроводов. Ю
    • 1. 1. Проблема реконструкции газоперекачивающих агрегатов (ГПА) КС Западной Сибири
    • 1. 2. Направления и методы развития газотурбинных установок (ГТУ) для привода нагнетателя природного газа
    • 1. 3. Варианты газотурбинных установок для реконструкции ГПА компрессорных станций Западной Сибири
    • 1. 4. Результаты аналитического обзора и конкретные задачи, решаемые в данной работе
  • Раздел II. Исследование эффективности использования на компрессорных станциях газотурбинных установок с промежуточным охлаждением воздуха в условиях Западной Сибири
    • 2. 1. Термодинамические модели и программы расчета рабочих процессов в газоперекачивающих агрегатах
    • 2. 2. Экспериментальная проверка расчетных моделей и компьютерной программы в натурных условиях компрессорной станции
    • 2. 3. Исследование термодинамических параметров газотурбинных установок с промохлаждением воздуха в процессе сжатия для КС магистральных газопроводов
    • 2. 4. Влияние параметров воздухоохладителя на эффективность ГТУ с охлаждением в процессе сжатия
    • 2. 5. Влияние пониженных температур окружающей среды на проектные параметры газотурбинных установок с промежуточным охлаждением воздуха в условиях Западной Сибири
    • 2. 6. Особенности дифференциальной термогазодинамической диагностики ГТУ с промежуточным охлаждением воздуха
    • 2. 7. Методика расчета режимов частичной мощности двух- и трехвальных ГТУ с промохлаждением с учетом снижения технического состояния при транспорте природного газа
    • 2. 8. Выводы по разделу II
  • Раздел III. Разработка и исследование параметров газопаротурбинных установок (ГПТУ) с полузамкнутой и двухконтурной системой охлаждения воздуха в процессе сжатия
    • 3. 1. Принципиальная схема газопаротурбинной установки с охлаждением воздуха при сжатии
    • 3. 2. Газопаротурбинная установка с полузамкнутой системой охлаждения воздуха в процессе сжатия
    • 3. 3. Сопоставительный анализ систем охлаждения воздуха в процессе сжатия
    • 3. 4. Исследование параметров трехсекционного воздухоохладителя полузамкнутой системы охлаждения циклового воздуха
    • 3. 5. Исследование параметров двухсекционного воздухоохладителя двухконтурной по воде системы охлаждения воздуха
    • 3. 6. Параметрическое исследование влияния расхода пара и степени сжатия на эффективность ГПТУ с промежуточным охлаждением воздуха
    • 3. 7. Выводы по разделу III
  • Раздел IV. Технико-экономические показатели газоперекачивающих агрегатов на базе ГТУ и ГПТУ с промежуточным охлаждением циклового воздуха
    • 4. 1. Состояние и необходимость реконструкции парка ГПА на примере оборудования КС, эксплуатируемого ООО «Сургутгазпром»
    • 4. 2. Методика расчета эффективности реконструкции газоперекачивающих аппаратов компрессорных станций
    • 4. 3. Результаты технико-экономического анализа реконструкции ГПА с применением ГТУ и ГПТУ с промежуточным охлаждением
    • 4. 4. Выводы по разделу IV

Повышение эффективности работы компрессорных станций применением газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность исследований и разработок по проблеме реконструкции газоперекачивающих агрегатов (ГПА) компрессорных станций (КС) Западной Сибири связана с тем, что большая часть КС, находящихся в этом регионе, была построена более 20 лет назад. Парк ГПА, составляющий свыше 1000 машин, в значительной мере представляет собой газотурбинные установки (ГТУ) отечественных и зарубежных турбостроительных заводов, которые были поставлены 20.30 лет назад и в настоящее время выработали весь или большую часть своего проектного ресурса. Коэффициент полезного действия многих газотурбинных установок, служащих приводом центробежных нагнетателей природного газа, находится на уровне 0,20.0,24, что существенно ниже современного уровня КПД лучших российских и зарубежных установок. Это связано с неизбежным снижением технического уровня установок за 20-летний период эксплуатации и с невысокими температурами газа перед турбинами на уровне 750.800°С, что было характерной особенностью стационарных газотурбинных установок, спроектированных в 70-е годы прошлого столетия.

Снижение технического уровня узлов ГТУ в процессе эксплуатации приводит к изменению затрат топлива и мощности установок на различных режимах, что требует совершенствования расчетных методик, позволяющих прогнозировать изменения эксплуатационных характеристик газоперекачивающих агрегатов. Выполненные в нашей стране и за рубежом исследования и разработки показывают, что наибольшее повышение экономичности и удельной мощности ГТУ может быть получено путем увеличения температуры газа перед турбиной, аэродинамического совершенствования проточной части и применения газотурбинных и комбинированных установок термодинамически усложненного вида.

Попытки частичной модернизации установок не приводят к выполнению современных требований по топливной экономичности и удельной мощности установок. Поэтому требуется разработка и исследование рациональных вариантов реконструкции газоперекачивающих аппаратов на основе ГТУ нового поколения, что позволит существенно повысить технико-экономический уровень магистрального транспорта газа в ближайшие 20−30 лет.

Объектом исследования являются газотурбинные установки, находящиеся в эксплуатации, и проектируемые газотурбинные и газопаротурбинные установки, предназначенные для реконструкции привода центробежных нагнетателей природного газа на компрессорных станциях магистральных газопроводов Западной Сибири.

Предметом исследования являются параметры и характеристики газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха в процессе сжатия (ГТУ ПО и ГПТУ ПО) применительно к реконструкции оборудования в условиях магистрального транспорта природного газа в Западно-Сибирском регионе.

Целью работы является разработка и обоснование рациональных вариантов реконструкции компрессорных станций магистральных газопроводов на основе газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха.

В соответствии с целью работы решались следующие основные задачи: установить влияние параметров и характеристик газотурбинных и газопаротурбинных установок с охлаждением воздуха в процессе сжатия на эффективность использования их в ГПА КС Западной Сибириразработать методику расчета параметров газотурбинных установок с промежуточным воздухоохладителем с учетом изменения технического состояния узлов в процессе эксплуатацииразработать рациональные системы охлаждения циклового воздуха в процессе сжатияпровести сравнительный технико-экономический анализ и определить эффективные варианты реконструкции газоперекачивающих агрегатов КС Западной Сибири на основе газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха.

Методическая и теоретическая основа диссертационной работы. В работе используются законы и соотношения термодинамики реальных процессов в тепловых установках, обобщенные опытные данные о потерях энергии в узлах установок, экспериментальные данные по газотурбинным установкам, полученные в натурных условиях эксплуатации на КС, основы теории турбомашин, камер сгорания и теплообменных аппаратов с однофазным и двухфазным рабочим телом, а также известные методики технико-экономического анализа вариантов реконструкции газоперекачивающих агрегатов.

Научная новизна результатов, полученных в данной работе, заключается в следующем:

1. Разработана методика термогазодинамического расчета двухи трехваль-ных газотурбинных установок с промежуточным охлаждением циклового воздуха на расчетном режиме и режимах частичной мощности с учетом динамики снижения технического уровня узлов установок в процессе эксплуатации на компрессорных станцияхпроведено обобщение методики для расчета газопаротурбинных установок.

2. Установлено, что применение газотурбинных и газопаротурбинных установок с охлаждением циклового воздуха в процессе сжатия позволяет на 12.30% сократить затраты топливного газа на КС МГ, по сравнению с выпускаемыми промышленностью газотурбинными установками простейшей термогазодинамической схемы авиационного и судового типа при одинаковой удельной работе сжатия и одинаковой температуре газа перед турбинами высокого давления.

3. Разработана методика дифференциальной диагностики воздухоохладителей газотурбинных и газопаротурбинных установок, позволяющая контролировать изменение технического состояния воздухоохладителей и определять расход воздуха через осевые компрессоры в процессе эксплуатации.

4. Установлено, что применение полузамкнутой системы охлаждения циклового воздуха позволяет в 3.5 раз сократить расход воды, подвергающейся химводоочистке, что улучшает показатели исследованных ГПТУ.

На защиту выносятся:

1. Методика термогазодинамического расчета газотурбинных установок с промежуточным охлаждением воздуха при сжатии на расчетном режиме или режимах частичной мощности с учетом снижения технического уровня узлов установки в процессе эксплуатации.

2. Результаты расчетного исследования параметров газотурбинных и газопаротурбинных установок с промежуточным охлаждением воздуха при сжатии как возможных вариантов силового оборудования КС Западной Сибири.

3. Разработка и обоснование целесообразности использования полузамкнутой и двухконтурной двухсекционной с отбором воды систем охлаждения циклового воздуха в рассматриваемых силовых установках.

4. Результаты сопоставительного технико-экономического анализа вариантов реконструкции газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным и газопаротурбинным приводом, использующим промежуточное охлаждение воздуха, на КС Западной Сибири.

Достоверность полученных результатов определяется созданием и использованием методик термогазодинамического расчета ГПА, основанных на известных теоретических закономерностях, проверенных в условиях эксплуатации оборудования на КС Западной Сибири. Достоверность результатов анализа эффективности вариантов реконструкции ГПА обоснована использованием известных отраслевых методик и фактических данных ООО «Сургутгазпром», полученных при реконструкции основного оборудования КС-8 и КС-11 магистрального газопровода «Уренгой-Сургут-Челябинск» .

Практическое значение работы заключается: в обосновании эффективности приводных установок для газотранспортных предприятий, а также в определении параметров этих установок для природно-климатических условий Западной Сибирив разработке и обосновании полузамкнутых систем охлаждения циклового воздухав применении разработанных методик для определения характеристик ГТУ с учетом технического состояния узлов при различных наработках оборудования.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на следующих конференциях и семинарах: научных семинарах кафедры «Механика многофазных систем» Тюменского государственного университета (1990г., 2001 г.) — международной научно — практической конференции «Проблемы эксплуатации транспортных систем в суровых условиях», г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2001 г.- международном совещании «Энергосберегающая технология в нефтегазовой промышленности России», г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2001 г.- межведомственном научно-методологическом семинаре «Теплофизика, гидродинамика, теплотехника», г. Тюмень, ТГУ, 2002 г.- международном семинаре «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли», г. Тюмень, ТюмГНГУ, 2002 г.- научном семинаре кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ» Тюменского государственного нефтегазового университета (2003г.).

Публикации. По результатам диссертационной работы опубликовано 7 печатных работ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов с выводами по каждому разделу, заключения, списка использованных источников. Общий объем работы — 129 страниц. Диссертация содержит 27 рисунков и 15 таблиц.

Список использованных источников

содержит 150 наименований.

4.4. Выводы по разделу IV.

Выполненные в данной главе исследования позволяют сделать следующие выводы:

1. На основе анализа состава и состояния оборудования, эксплуатирующегося на ряде КС Западной Сибири, установлена необходимость их реконструкции с применением газотурбинных установок с повышенной топливной экономичностью, превышающей фактическую экономичность установок мощностью менее 10МВт, находящихся в эксплуатации и отработавших весь или большую часть своего проектного ресурса. На основе известных методик расчета технико-экономических показателей эффективности инвестиционных (с элементами инноваций) проектов по реконструкции основного оборудования КС, с учетом фактических данных и результатов по реконструкции оборудования КС-8 и КС-11 магистрального газопровода «Уренгой-Сургут-Челябинск», проведены оценки экономической эффективности реконструкции с применением ГТУ и ГПТУ мощностью 16МВт, выполненных по простейшей термодинамической схеме и схеме с промежуточным охлаждением в процессе сжатия циклового воздуха. Выполнен сравнительный расчетный анализ эффективности реконструкции КС в условиях Западной Сибири с применением: газотурбинных двигателей судового типа ДГ-90 (вариант А) — ГТУ с промежуточным охлаждением воздуха (вариант В) — ГПТУ с промежуточным охлаждением, с впрыском пара в камеру сгорания (вариант С) — ГПТУ с промежуточным охлаждением воздуха, впрыском пара в камеру сгорания и конденсацией водяного пара из парогазовой смеси за турбиной (вариант Д). Установлено, что для установок по вариантам А, В, С и Д за двадцатилетний период эксплуатации нового оборудования двух цехов при стоимости газа 88,9 руб./тыс. м3 расчетный экономический эффект составляет соответственно 405,83- 437,17- 451,58 и 463,26 млн рублей. Приближение цен на газ к мировым позволяет прогнозировать увеличение экономической эффективности реконструкции двух цехов КС по вариантам А, В, С и Д соответственно до 547,4- 588,5- 607,7 и 623,1 млн EURO.

Заключение

На основе анализа вариантов реконструкции газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорных станциях Западной Сибири и выработавших проектный ресурс, показано, что в ближайшие годы целесообразно разработать, создать и использовать при реконструкции газотурбинные и газопаротурбинные установки с промежуточным охлаждением воздуха при сжатии на базе судовых и авиационных прототипов, что позволит существенно снизить эксплуатационные затраты и стоимость транспортировки природного газа. Разработана и реализована методика проектировочного и проверочного расчета (на различных режимах) двухи трехвальных газотурбинных установок с охлаждением в процессе сжатия с учетом реальных, сниженных в процессе эксплуатации характеристик узлов газоперекачивающих агрегатов компрессорных станцийметодика прошла апробацию путем сопоставления рассчитанных параметров с экспериментальными параметрами простейшей ГТУ на компрессорной станции магистрального газопровода. Проведено обобщение методики применительно к расчету газопаротурбинной установки с нагревом воды в промежуточном воздухоохладителе, испарением воды за счет тепла продуктов сгорания за силовой турбиной и подачей пара в камеру сгорания.

3. Проведено расчетно-теоретическое исследование влияния теплогидравли-ческих параметров воздухоохладителя и пониженных температур окружающей среды в диапазоне их реальных значений на параметры газотурбинных установок с охлаждением воздуха при сжатии. Установлено, что расход топливного газа снижается на 3,5%, а удельная мощность ГТУ увеличивается на 10% при повышении коэффициента давления в воздухоохладителе с 0,96 до 0,985 и снижении температуры воздуха за воздухоохладителем от 327К до 303К. Показано, что при современном и перспективном уровне начальных температур газа перед турбиной, современном уровне эффективности турбо-машин, камер сгорания и теплообменных аппаратов могут быть созданы приводные газотурбинные установки с промежуточным охлаждением циклового воздуха с КПД 0,40.0,41 и с удельной, отнесенной к 1кг/с рабочего тела, мощностью 400.410кВт/(кг/с), что практически недостижимо при начальных температурах газа на уровне 1473К в применяемых на практике установках простейшей термодинамической схемы. i. Установлено, что одним из наиболее рациональных вариантов охлаждения воздуха в процессе сжатия является полузамкнутая трехсекционная система охлаждения, а также двухконтурная с отбором воды двухсекционная система охлаждения. Разработана методика расчета систем охлаждения. Показано, что применение этих систем позволяет в 3.5 раз снизить расход воды, проходящей химводоочистку, по сравнению с открытым водяным охлаждением циклового воздуха. В результате расчетно-параметрического исследования перспективных газопаротурбинных установок показано, что при температуре газа перед турбиной высокого давления на уровне 1473К и современном уровне аэродинамического совершенства элементов проточной части могут быть созданы приводные ГПТУ с промежуточным охлаждением мощностью 16МВт, 25МВт и более с КПД на уровне 0,44.0,45 при относительном расходе пара Gn = 0,05 и с КПД на уровне 0,47.0,485 при относительном расходе пара G" = 0,1.

1. Разработана методика дифференциальной диагностики воздухоохладителей ГТУ ПО и ГПТУ ПО, включающая введение критериев технического состояния воздухоохладителей по термическому сопротивлению, утечкам воздуха и гидравлическим потерям, выбор необходимых диагностируемых параметров и соответствующие расчетные зависимости, позволяющие определять расход циклового воздуха и снижение коэффициентов технического состояния воздухоохладителей в процессе эксплуатации установок на КС.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.Х. Теория авиационных газовых турбин. М.: Машиностроение, 1979. -246с.
  2. А.В., Яковлев Е. И. Проектирование и эксплуатация систем дальнего транспорта газа М.: Наука, 1974. — 432с.
  3. В.Н., Земенков Ю. Д., Шабаров А. Б. и др. Эксплуатация магистральных газопроводов. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2002. — 528с.
  4. Е.О., Иванов И. А. Разработка иерархической модели диагностики газоперекачивающих агрегатов на КС./В сб. тезисов докладов.: Проблемы нефтегазового комплекса России. Уфа, 1995.-С. 114−115.
  5. И.И. Нормативный и фактический расход топливного газа на КС. Сер. Экономика: ВНИИЭГазпром. Вып. № 1.-М., 1981. — С. 12 — 17.
  6. Л.В., Беркович А. Л. Параметры газотурбинных установок с впрыском воды в компрессор./Теплоэнергетика. 1996. — № 6, — С. 18−22. Башлыков А. А., Еремеев А. П. Экспериментальные системы поддержки принятия решений в энергетике. — М.: МЭИ, 1994. — 214с.
  7. Ю.Бекнев B.C., Леонтьев А. И., Шабаров А. Б. и др. Газовая динамика. Механика жидкости и газа: Учебник для вузов. М.: МГТУ, 1997.-671 с.
  8. П.Бекнев B.C., Михальцев В. Е., Шабаров А. Б., Янсон Р. А. Турбомашины и МГД-генераторы газотурбинных и комбинированных установок. М.: Машиностроение, 1983. — 392с.
  9. B.C., Ольховский Г. Г. Применение газотурбинных установок за рубежом./Теплоэнергетика, № 7, 1971.
  10. B.C., Ольховский Г. Т. Тенденции развития конструкций энергетических ГТУ за рубежом.//Энергомашиностроение, № 1, 1970.
  11. Н.И. Термодинамические процессы газотурбинных двигателей. -М.: Недра, 1968.- 128с.
  12. В.Д. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1978. -407с.
  13. И.В., Ретинский B.C. Оперативное управление систем газоснабжения. -М.: Недра, 1985. 192с.
  14. Беренс 3., Харанек П. Руководство по оценке эффективности инвестиций. М.: Инфра-М, 1995.-219с.
  15. Р.Я., Панкратов B.C. Автоматизация систем управления магистральными газопроводами. М.: Недра, 1978. — 159с.
  16. И.А. Техническая диагностика. М.: Машиностроение, 1978. -240с.
  17. A.M., Поляков Г. Н., Отт К.Ф., Сударев А. В. и др. Реконструкция газоперекачивающих агрегатов ГТК-10 в Тюменском регионе. М., Природный газ в странах СНГ и Восточной Европы. Приложение к журналу Газовая промышленность, вып. 5, 1997.-С. 53 — 54.
  18. А., Джонс П. И др./Под ред. Р. Форсайта. Экспертные системы. Принципы работы и примеры. М.: Радио и связь, 1987. — 224с.
  19. Н.П. Моделирование сложных систем. М.: Наука, 1978. — 399с.
  20. Ю.И., Иванов И. А., Михаленко С. В. Программа повышения энергетической эффективности ООО «Сургутгазпром»./Тезисы докладов Конгресса «Энергосбережение Югры на рубеже веков», Ханты-Мансийск, 2000 г.
  21. Ю.И., Иванов И. А., Михаленко С. В., Тимербулатов Г. Н. Технология реконструкции компрессорных станций с ГПА «Коберра-182»./Научно-производственный журнал «Энергетика Тюменской области» № 2, 1999.-С.28−30.
  22. Ю.И., Иванов И. А., Михаленко С. В., Тимербулатов Г. Н. Экологически чистый агрегат ГПА 16МГ90./Производственно-технический журнал «Газовая промышленность» № 5, М.: Газоил пресс, 1999.-С.71−73.
  23. Ю.И., Иванов И. А., Михаленко С. В., Тимербулатов Г. И., Матросов В. И. Способ реконструкции компрессорной станции и устройство для его осуществления. Патент РФ № 200 001 002 056, М.2000г.
  24. А.А., Шабаров А. Б. Диагностика теплофизических параметров в нефтегазовых технологиях. Новосибирск: Наука, 1998. — 249с.
  25. О.Е., Ревзин Б. С., Тарасов А. В., Комаров О. В. О выборе конструкции свободной силовой турбины для газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. ТМ, № 2/2002, с.49−50.
  26. Газотурбинные установки. Конструкции и расчет: Справочное посо-бие./Под общей ред. А. В. Арсеньева и В. Г. Тырышкина. Д.: Машиностроение, 1978. -232с.
  27. З.Т., Леонтьев Е. В. Интенсификация магистрального транспорта газа. -М.: Недра, 1999. -217с.
  28. ГОСТ 20 911–78. Техническая диагностика. Основные термины и определения. М.: Изд. Стандартов, 1976. — 58с.
  29. ГОСТ 28 885–90. Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия.
  30. P.M., Марголин Ю. А., Щуровский В. А. Современные требования к газотурбинным газоперекачивающим агрегатам. Внешэгазпром. Сер. Транспорт и хранение газа, 1980. 38с.
  31. М.А., Калинина Э. В., Добкина М. Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1979. -340с.
  32. Двигатель газотурбинный конвертированный судовой ДГ90. «Технические условия» г. Николаев: НЛП «Машпроект», 1977. — 49с.
  33. М. Е. Филиппов Г. А. Газодинамика двухфазных сред. М.: Энергия, 1981.-430с.
  34. Ю.Дикий Н. А. Судовые газо-паротрубные установки. JL: Судостроение, 1978.-261с.
  35. Н.Емельянов С. В. и др. Модели и методы векторной оптимизации. В сб. Технического кибернетика, т.5. — М.: ВИНИТИ, 1973, с.386−448.
  36. Н.В., Степанов О. А., Яковлев Е. И. Компрессорные станции магистральных газопроводов. Санкт-Петербург: Недра, 1995. — 336с.
  37. О.Г., Трошин В. П., Горобец А. С. Опыт создания базового газотурбинного двигателя мощностью 20МВт./В кн. НПП «Машпроект» 45 лет. Изв. АНН Украины, вып.1, 1999, с. 118−121.
  38. В.А., Крылов Г. В., Рафиков Л. Г. Эксплуатация энергетического оборудования газопровода Западной Сибири. М.: Недра, 1987. — 144с.
  39. В.И., Яковлев Е. И., Пушкин А. А., Клюк Б. А., Матросов В. И. Повышение эффективности работы трубопроводных магистралей. М.: ВНИИОЭНГ, 1993.-320 с.
  40. Иванов И. А, Чекардовский М. Н. Основы иерархической структуры диагностики оборудования на КС./В сб. тезисов докладов 2-й международной конференции: Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. М., 1997, с.73−74.
  41. И.А. Опыт работы ДП «Сургутгазпром» по реконструкции газотранспортной системы./Газовая промышленность, серия: Транспорт и подземное хранение газа. М. ИРЦ Газпром, 1995, спец. выпуск № 5, с.50−53.
  42. И.А. Разработка иерархической системы диагностики газоперекачивающих агрегатов./Автореф. дисс. канд.техн.наук. Тюмень: ТГНГУ, 1997.-25с.
  43. Я.Иванов И. А., Должиков C. JL, Матросов В. И., Тимербулатов Г. Н. Реконструкция КС Сургутгазпрома. М., Изд. Газоил пресс, Газовая промышленность, 1997, № 9, с.60−62.
  44. И.А., Михаленко С. В., Руденко A.M. Управление технологическим процессом с учетом технического состояния объекта./Тезисы докладов международной конференции «Энергодиагностика и condition monitoring». Н. Новгород, 2000 г.
  45. Известия Академии инженерных наук Украины. НПП «Машпроект» 45 лет (Сборник статей). Николаев: Изд-во «Арт-Парк», 1990. — 289с. .
  46. Инновационный менеджмент./Ильенков С.Д. и др. М.: Банки и биржи, ЮНИТН, 1997.-327с.
  47. Инструкция о порядке составления и представления отчета НПО промышленного предприятия о затратах на проведение научно-технических мероприятий и их экономической эффективности по форме № 10-НТ М.: ВНИИЭгазпром, 1983 г.
  48. Искра энергетика «Газотурбинные электростанции». — Пермь: Искра -энергетика, 2000. — 8с.
  49. А.А., Передрий Л. Я., Болотова В. Л. Методика выбора типа привода для газоперекачивающих агрегатов магистральных газопроводов. -Сыктывкар, 1980,-С.8−18.
  50. И.И. Теория турбомашин. Л.: Машиностроение, 1972. — 536с.
  51. Е.Н. Основы технической диагностики судовых энергетических установок. -М.: Транспорт, 1980. 152с.
  52. В.В. Введение в финансовый менеджмент. М.: Финансы и статистика, 1999. — 768с. i6.Ковалев И. А. Цели и задачи технической диагностики/Труды ЦКТИ, вып.273, 1992.-С.З-8.
  53. А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. М.: «НиГ», 1999. -256с.
  54. Комплексный анализ технического состояния проточной части ГТК 10−4, ДГ-90 за 1989 — 2000гг. — Сургут: ПО ЭКС ООО СГП, 2001 г. — 31с.
  55. Ю.Костюк А. Г., Шерстюк А. И. Газотурбинные установки. М.: Высшая школа, 1979. -254с.
  56. К.В. Методика расчета параметров газопаровой установки с охлаждением воздуха при сжатии./Теплофизика, гидродинамика, теплотехника: Сб. научных трудов Тюмень: ТюмГУ, 2002.-С. 133−134.
  57. К.В., Яковлев Е. И. Планирование оптимальных режимов компрессорных станций магистральных газопроводов./Вопросы эксплуатации и ремонта трубопроводных систем Западной Сибири: Сб. научных трудов. Тюмень: НПО Тюменьгазтехнология, 1990, — С.4−13.
  58. В.А., Кучеренко О. С., Дудкина И. Н. «Параметрический анализ термодинамического цикла КТ ПТУ» Водолей. /В кн. НПП «Машпроект» -45 лет, ИЗВ. АИН Украины, вып.1, 1999.-С157−159.
  59. Г. В. ГТС в Западной Сибири: повышение эффективности реконструкции. М.: Недра, Газовая промышленность, 1990, № 10, с.34−36.
  60. Г. В., Седов В. И., Яковлев В. И. Алгоритм статистического оптимального управления режимами работы магистрального газопрово-да./Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, 1983. — Вып.59, с.36−39.
  61. Г. В., Чекардовский М. Н., Яковлев Е. И., Бланко Н. М. Техническая диагностика газотранспортных магистралей. К.: Наукова думка, 1990. -303с.
  62. .Л., Седых А. Д., Овчаров Л. А. Научно-техническое прогнозирование развития систем газоснабжения. М.: Недра, 1987. — 190с.
  63. Ю.И. Имитационные модели оперативного планирования и управления магистрального транспорта газа. Новосибирск: Наука. Сиб.отд., 1982.- 196с.
  64. Э.А., Михальцев В. Е., Чернобровкин А. П. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок. М.: Машиностроение, 1977.-447 с.
  65. Ю.Матросов В. И., Кривохижа К. В., Эйхман И. С. Оценка различных методов расчета режима работы нагнетателя природного газа./ Нефть и газ Западной Сибири: Тезисы докладов 2-й Всесоюзной научно-технической конференции, Том 2. Тюмень: ТИИ, 1989.-С.79−80.
  66. Менеджмент организации./Румянцева З.П. и др. М.: ИНФРА — М, 1995. -432с.
  67. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М.: НПКВЦ «Теринвест», 1994.
  68. Методические указания по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники. М.: ВНИИ-Эгазпром, 1980 г.
  69. Методические указания по оценке инвестиционных проектов и их отбору для финансирования (утв. Госстроем и Госкомпромом России, Минэкономики РФ и Минфином РФ от 31.03.1994 г.). М.: Госстрой, 1994 г.
  70. Э.А. Сравнительная оценка транспорта газа при различных режимах / Тр. Ин-та ВНИИЭГазпром. 1974 — Вып. 1/3, — с.13−32.
  71. Э.А. Термодинамика процесса сжатия природного газа. М.: МиНГ, 1989, — 72 с.
  72. Э.А. Эксплуатация газотурбинных агрегатов компрессорных станций газопроводов. М.: Недра, 1994. — 304с.
  73. Э.А., Назарьина A.M. Определение расхода топливного газа ГТУ/ Газовая промышленность,-1983. № 6.-С.30−32.
  74. С.В., Ритенберг А. С., Редикульцев С. А., Тимербулатов Г. Н. Укрупненный сетевой график работ по реконструкции ГПА./Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности, М., ИНЦ Газпрома, 1996 № 11−12, с. 14−16.
  75. ЭЗ.Михальцев В. Е. Моляков В.Д. Расчет цикла газотурбинной установки. -М.: МГТУ, 2000.-32с.
  76. Надежность систем энергетики. Терминология. Вып.95. М.: Наука, 1980. -43с.
  77. В.В. Теория эксперимента. М.: Наука, 1971. — 207с.
  78. В.В., Чернов Н. А. Статистические методы планирования экспериментов. М.: Наука, 1965. — 183с.
  79. В.В. Проблемы измерения затрат и результатов при оптимальном планировании. -М.: Наука, 1972.
  80. Г. Г. Энергетические газотурбинные установки. М.: Энерго-атомиздат, 1985. — 304 с.
  81. .П., Лопатин А. С., Назарьина A.M. и др. Повышение эффективности эксплуатации энергоприводов компрессорных станций. М.: Недра, 1992. -208с.
  82. .П. Газотурбинные установки: Учебник для вузов. М.: Недра, 1992.-238с.
  83. .П. и др. Методика определения состояния и технологических параметров ГПА с применением параметрической диагностики./В кн.: Трубопроводный транспорт нефти и газа, вып. 116, М.: МИНХ и ГП, с.155−164.
  84. .П. и др. Основные положения диагностического метода термогазодинамических параметров для газотурбинных ГПА./В кн.: Трубопроводный транспорт нефти и газа, вып.116. М.: МИНХ и ГП, с.146−155.
  85. .П., Халатин В. И. Газотурбинные установки на магистральных газопроводах. М.: Недра, 1974. — 160с.
  86. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. М.: Недра, 1998. — 158с.
  87. Ю.М. Камеры сгорания газотурбинных двигателей. М.: Машиностроение, 1973. — 392с.
  88. .С., Ларионов И. Д. Газотурбинные установки с нагнетателями для транспорта газа. Справочное пособие. М.: Недра, 1991. — 216с.
  89. С.А., Ритенберг А. С., Тимербулатов Г. Н. Особенности монтажа ДГ-90 при реконструкции ГПА «Коберра-182»./Газовая промышленность, серия: Транспорт и подземное хранение газа. М., ИНЦ Газпром, 1996, № 6, с. 24 -27.
  90. В.В. Экономия ресурсов природного газа: энергоэффективные технологии./Газовая промышленность, № 5, 1999.-С.22−24.
  91. С.Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. М.: Энергоатомиздат, 1984. — 80с.
  92. К.П. Теория и расчет турбокомпрессоров. Л.: Машиностроение, 1986. — 329с.
  93. Н.Н., Коровкин Ю. М. Техническая диагностика авиационных газотурбинных двигателей. М.: Машиностроение, 1979. — 271с.
  94. Я.Х. Теория и проектирование судовых газотурбинных двигателей. Л.: Судостроение, 1982. — 340с.
  95. Е.Н. Бизнес-план. Финансовый анализ инвестиционного проекта. М.: «Ось-89», 2000. — 96с.
  96. О.А., Ревзин Б. С., Скороходов А. В. Влияние характеристик газоперекачивающего агрегата на эффективность работы газопровода. -ТМ, № 2,2002. -С.47−49.
  97. М. А. Фаворский О.Н. и др. Парогазовая установка с впрыском пара: возможности и оптимизация параметров цик-ла./Теплоэнергетика № 10, 1995, — С.52−57.
  98. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок: Учебник для вузов./Ю.С. Елисеев, Э. А. Манушин, В. Е. Михальцев и др. М.: МГТУ им. Н. Э. Баумана, 2000. — 640с.
  99. Теория прогнозирования и принятия решения./Под ред. С. А. Саркисяна. М.: Высшая школа, 1977. — 351с.
  100. А.Н., Седых З. С., Дубинский В. Г. Надежность газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом. М.: Недра, 1979. — 207с.
  101. A.M. Теория судовых турбин. JL: Судостроение, 1985. -472с.
  102. М.А. и др. Паровые и газовые турбины. М.: Энергоатом-издат, 1985. -370с.
  103. А.П. Методы оптимизации при доводке и проектировании газотурбинных двигателей. М.: Машиностроение, 1979. — 184с.
  104. В.В. Газовые турбины и газотурбинные установки. М.: Высшая школа, 1970 — 320 с.
  105. В.В., Бекнев В.С, Грязнов Н. Д. и др. Локомотивные газотурбинные установки. М.: Машгиз, 1962. — 378с.
  106. Д. Прикладное нелинейное программирование. М.: Мир, 1975.-534с.
  107. К.В., Емин О. Н., Митрохин В. Т. Теория и расчет лопаточных машин. М.: Машиностроение, 1986. — 432с.
  108. Я.З. Адаптация и обучение в автоматических системах. М.: Наука, 1968.-240с.
  109. М.Н., Разбойников А. А., Иванов И. А. Методика диагностирования энергетического оборудования. В сб. тезисов докладов: Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего. Тюмень, 1996, с. 143.
  110. В.М. и др. Нагнетатели и тепловые двигатели. М.: Энер-гоатомиздат, 1997. — 384с.
  111. Е. Методы финансовых и коммерческих расчетов. М.: Финансы и статистика, 1992. — 253с.
  112. А.Б. Автоматизированное проектирование газотурбинных и комбинированных установок, часть I и II. М.: МВТУ, 1984. — 112 с.
  113. А.Б. Вариационный метод проектирования проточных частей газотурбинных установок. М.: МВТУ, 1984. — 48с.
  114. А.Б., Кривохижа К. В. Газопаровая установка с охлаждением воздуха при сжатии./ Теплофизика, гидродинамика, теплотехника: Сб. научных трудов Тюмень: ТюмГУ, 2002. — С. 127 — 133.
  115. В.Д. и др. Управление проектами. СПб.: «Два Три», 1996. -610с.
  116. В.А. Конструкции газотурбинных установок. М.: Машиностроение, 1970. -436с.
  117. Г. Б., Антонов Г. П., Шицко С. А. Строительство компрессорных станций с агрегатами ГТК-10−4./Строительство газопроводов. 1979, № 1, с.26−27.
  118. П. Основы идентификации систем управления. М.: Мир, 1975.-683с.
  119. Энергоэффективные технологии производства электроэнергии. Вып.1. М.: «Турбокон», 2001. — 39с.
  120. Е.И., Иванов В. А., Крылов Г. В. Системный анализ газотранспортных магистралей Западной Сибири. Новосибирск: Наука, Сиб.отд., 1989.-301с.
  121. Adams L.F. Engineering Measurementation. Lond: The ENGL. Univ. Press., 1975.
  122. Chellini R. High Speed Power Turbine for LM2500+ Gas Genera-tor./Commpr. Tech., 1997, № 6, p.60−62.
  123. Korner N.W., Day W.H., Smith D.P. Development of a Water cooled Gas Turbine. — ASME Publ., 1978, GT -72. — p.21
  124. H. 35MW Gas Turbine Power Plant Worlds, Highest Thermal Efficiently. V. Rev. Int. Ed., 1980, № 3, p.2−10.
  125. V. De Brasi. Gas Turbine World. V. Iune 2001, p.12−17.
  126. Voss H. The development of a power turbine for the FT8−55 gas turbine en-gine./MAN GHH, 1993, Юр.
  127. Wadman B. Power generation orders continue at high levels. Market re-port./Diesel and Gas Turbine worldwide, Oct. 1997, p.34−40.1. РОССИЙСКАЯ1. ГОСУДАРСТВЕ!'НАГ)1. БКБЛИОлр?'/-
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!