CC BY
0
УУДК 621.573 + 622.324.5 + 62-135 https://doi.org/10.24412/0131-4270-2024-1-2-32-36
МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТУРБОДЕТАНДЕРНЫХ АГРЕГАТОВ НА СТАНЦИЯХ ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА
METHODS FOR EVALUATING THE EFFICIENCY OF TURBO EXPANDER UNITS AT GAS COOLING STATIONS
Смольников В.О., Годовский Д.А.
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450064, г. Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0009-0003-8681-9331, E-mail: v.o.smolnikov@mail.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2554-5069, E-mail: diingo1@mail.ru
Резюме: В статье рассмотрены существующие методы и критерии оценки эффективности работы турбодетандерных агрегатов (ТДА) на промысловых объектах. Было установлено, что в настоящий момент в нормативно-технической документации отсутствуют методики и критерии, позволяющие произвести оценку энергоэффективности работы турбохолодильных установок (ТХУ) в составе станции охлаждения газа (СОГ). Большой выбор показателей эффективности, представленных разными авторами, может привести к искажению интегральной оценки работы ТДА в составе СОГ. Представленный в статье обзор и анализ существующих методик и критериев может стать основой при разработке методического подхода к оценке эффективности турбодетандерных агрегатов в составе станций охлаждения газа.
Ключевые слова: турбодетандерный агрегат, установка комплексной подготовки газа, методы оценки энергоэффективности, станция охлаждения газа.
Для цитирования: Смольников В.О., Годовский Д.А. Методы оценки эффективности работы турбодетандерных агрегатов на станциях охлаждения газа // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2024. № 1-2. С. 32-36.
D0I:10.24412/0131-4270-2024-1-2-32-36
Smolnikov Vladislav O., Godovskiy Dmitriy A.
Ufa State Petroleum Technological University, 450064, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0009-0003-8681-9331, E-mail: v.o.smolnikov@mail.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2554-5069, E-mail: diingo1@mail.ru
Abstract: The article discusses the existing methods and criteria for evaluating the efficiency of turbo-expander units (TEU) at gas cooling stations (GCS) located at gas treatment plants. It was found that at the moment there are no methods and criteria in the regulatory and technical documentation that allow evaluating the energy efficiency of TEU as part of a gas cooling station. A large selection of performance indicators presented by different authors may lead to a distortion of the integral assessment of the work of the TEU as part of the GCS. The review and analysis of existing methods and criteria presented in the article can become the basis for the development of a methodological approach to evaluating the efficiency of turbo-expander units as part of gas cooling stations.
Keywords: turbo-expander unit, gas treatment plants, methods of energy efficiency assessment, gas cooling station.
For citation: Smolnikov V.O., Godovsky D.A. METHODS FOR EVALUATING THE EFFICIENCY OF TURBO EXPANDER UNITS AT GAS COOLING STATIONS. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2024, no. 1-2, pp. 32-36.
DOI:10.24412/0131-4270-2024-1-2-32-36
Процесс охлаждения транспортируемого газа является неотъемлемым для газовой промышленности. Отвод тепла от компримированного до высоких температур газа необходим для уменьшения температурных напряжений стенки трубопровода, для предотвращений повреждений изоляции, для снижения энергетических затрат на транспорт и увеличения пропускной способности [1, 2]. На компрессорных станциях (КС) и дожимных компрессорных станциях (ДКС) наиболее распространены системы охлаждения, оснащенные аппаратами воздушного охлаждения газа (АВО) [2]. Однако с открытием и разработкой месторождений, расположенных в зонах вечной мерзлоты, возникла необходимость охлаждать газ до отрицательных температур, близких к температуре многолетнемерзлых пород [1]. При этом достичь отрицательных температур в аппаратах воздушного охлаждения газа при положительной температуре окружающего воздуха невозможно. В связи с этим для охлаждения газа до температур от 0 до -2 °С на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) стали применяться парокомпрессионные станции охлаждения газа и турбохолодильные установки.
Особый интерес представляют турбодетандерные агрегаты (ТДА), поэтому парокомпрессионные станции охлаждения далее рассматриваться не будут.
Турбодетандерные агрегаты на объектах газовой промышленности России применяются в установках низкотемпературной сепарации (НТС), в системах охлаждения природного газа, а также для выработки электрической энергии и производства сжиженного газа [1, 3-10].
На промысловых объектах наиболее распространены осевые турбодетандерные агрегаты, в качестве нагрузки которых используется центробежный компрессор [1, 3-5]. Для станций охлаждения газа наиболее распространена схема «компрессор-детандер» с промежуточным охлаждением газа в АВО [4]. Данная схема считается предпочтительной в случае отсутствия ДКС на выходе из УКПГ, поскольку в таком случае обеспечивается требуемая температура подаваемого в межпромысловый коллектор (МПК) газа [7, 8].
Для оптимизации режимов работы станции охлаждения газа с турбодетандерами, для оценки технического
состояния турбохолодильных машин необходимы критерии оценки эффективности работы ТДА.
Целью работы является анализ существующих методов оценки энергоэффективности турбодетандерных агрегатов в составе станций охлаждения газа.
В стандартах ПАО «Газпром» предлагается целый ряд критериев и методик оценки энергетической эффективности газотранспортных объектов. Однако они в большей степени затрагивают газоперекачивающие агрегаты (ГПА) и аппараты воздушного охлаждения газа.
Применительно к компрессору ТДА из существующих стандартов [11, 12] можно применить такой локальный критерий эффективности, как действительный политропный коэффициент полезного действия (КПД) процесса сжатия центробежного компрессора (ЦБК), определяемый по соотношению
hпол
k -1 * P1
k ' ig —' Ti
(1)
k„
■пф
. тол
Лпол.О
(2)
где цфол - фактический показатель ЦБК (при фактической величине приведенного объемного расхода); лшл0 -паспортное значение политропного КПД.
Политропный КПД процесса сжатия также можно рассчитать по предложенной зависимости [13]:
hпол
k-1
igр
Pi
k ig zrh zi ■ Ti
(3)
hr
О - i
2s
AT Hr
(4)
процессе расширения в рабочем колесе турбины; А - тепловой эквивалент работы, А = 1/428, ккал/(кг-м); 1т - работа газа в турбине ТДА; Нт - располагаемый теплоперепад.
Оценка только гидравлических потерь может осуществляться с помощью адиабатического коэффициента полезного действия [5]:
'О - 12
Ir.ад
'о - '
2s
( С2 ^ lr + r 2д
(5)
где к - показатель адиабатного процесса сжатия природного газа в компрессоре; Т1, Т2 - температура на входе и выходе из компрессора соответственно; Р1, Р2 - давление на входе и выходе из компрессора соответственно.
А для анализа причин снижения показателей эффективности ЦБК используется показатель технического состояния, определяемый по соотношению
где 12 - удельная энтальпия потока газа на выходе из соплового аппарата; с2 - абсолютная скорость газа на выходе из рабочего колеса.
Однако при анализе работы ТДА в установках НТС на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) авторами [9] было установлено, что КПД компрессора и турбины имеют высокую чувствительность к точности измерения параметров давления и температуры по штатным приборам. Увеличение давления за турбиной на 0,05 МПа или снижение температуры на 0,5 °С вызывает повышение КПД турбины на 2-3% и снижению КПД компрессора на 2-3%.
Поэтому для оперативной оценки эффективности работы ТХУ по контрольно-измерительным приборам авторами [9] предлагается использовать интегральные показатели эффективности: степень охлаждения в турбине и коэффициент восстановления давления в компрессоре, которые определяются по формулам
(6)
КТДА мт APT Тт - _ 1 вх PT - ' вх Тт ' вых -PT ' вых
КР К ТДА APK APr рК = вых Pr - вх - рК ' вх Pr вых
где z1, г2 - коэффициенты сжимаемости газа на входе и выходе из компрессора.
Как отмечает автор [13], учитывая коэффициенты сжимаемости природного газа можно достичь более высокой точности при определении действительного политропного КПД.
Оценка эффективности работы турбины ТДА может производиться с помощью мощностного коэффициента полезного действия, который учитывает как гидравлические потери, так и конечную скорость, которую имеет газ при выходе из рабочего колеса [5]:
(7)
где Ттвх,Ттвых - температура на входе и выходе турбины ТДА соответственно, °С (К); РВх,Р^ьх - давление на входе и выходе турбины ТДА соответственно, МПа; P^,РВЫхх -давление на входе и выходе компрессора ТДА соответственно, МПа.
Чувствительность интегральных показателей к точности измерения термобарических параметров существенно ниже по сравнению с КПД. Так, при изменении адиабатных КПД на 2,0-6,6% интегральные показатели изменяются на 1,1-2,4% [9].
Еще одним показателем локальной эффективности ТДА можно считать коэффициент относительного восстановления давления [6], определяемый по соотношению
КР =рк . кТДА.ОГН = "
Рк
' вых Рк
' вх
Pr
' вх Pr
вых
(8)
где 10 - удельная энтальпия заторможенного потока газа на входе в сопловой аппарат; ¡2 - удельная энтальпия заторможенного потока газа на выходе из рабочего колеса; ¡2з - удельная энтальпия потока газа при изоэнтропийном
где жт - степень понижения давления в турбине ТДА; жк -степень повышения давления в компрессоре ТДА.
Для анализа эффективности работы ТДА автором [14] предложены показатели: коэффициент охлаждения турбины КтдА, коэффициент нагрева компрессора Ктда, коэффициент технического состояния турбины Кн,
r
коэффициент технического состояния компрессора КН, которые определяются по формулам:
Т
вх
Т рт
1/1 _ ' вх КТДА - •
'вых 1вых
РК
1/К _ ~вых КТДА
ТК
ых
К
Т _ КТдА пр. — 1 . КТдА факт. —1
КК КН
К
К
ТДА пр.
-1
К
К
ТДА факт
-1
(9) (10)
(11) (12)
турбохолодильных машин в составе СОГ можно с помощью показателей, отражающих эффективность работы дожим-ного комплекса.
Так, для оценки эффективности расходования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) используют локальные и системные показатели эффективности компрессорного цеха [11, 12].
Одним из локальных показателей является удельной расход топливного газа компрессорного цеха (КЦ), определяемый по формуле
ЕГ -■<-■ 103, ТГ 1ц 7000
(15)
где КТдАфакт, КТдАпр - фактическое и проектное значения коэффициента охлаждения ТДА. КТдАфакт, КТдАпр -фактическое и проектное значения коэффициента охлаждения ТДА.
Уменьшение данных коэффициентов позволяет сделать вывод о снижении эффективности агрегата.
Однако в условиях коллекторной схемы, когда граничные параметры каждого агрегата определяются значениями в общих коллекторах, оценка работы отдельного ТДА по данным показателям будет условной и в большей степени средней коллекторной.
Оценка эффективности ТДА может быть также произведена при помощи кинематических характеристик газового потока. С этой целью в турбостроении используется окружной коэффициент полезного действия
Пи -
А1и 2и (^созР-, + ^2соз р2)
Нт
(13)
Пх -
Тс - Т Т0 - ^
(14)
где ОктЦ - объем топливного газа, расходуемого КЦ за расчетный период времени, т у.т.. 1кц - политропная работа сжатия КЦ за расчетный период, кВт-ч; Ор - фактическая низшая теплота сгорания топливного газа, ккал/м3.
Для оценки расходования топливно-энергетических ресурсов может быть применена формула удельного расхода ТЭР на собственные технологические нужды (СТН) компрессорного цеха ЕКЦр , кг у.т./кВт-ч:
ЕКЦ -'-тэр
вкц
тэр
■103
ВКЦр -кг ■ 0Ко1 + кэ ■ Wcктцн.
Он кг -<-
7000
(16)
(17)
(18)
где 1и - работа газа, получаемая на окружности колеса турбины; и - окружная скорость; w1, w2 - относительная скорость газа на входе и выходе из рабочего колеса соответственно; р1, р2 - угол между вектором относительной скорости к направлению окружной скорости на входе и выходе из рабочего колеса; с0 - абсолютная скорость газа на входе в сопловой аппарат турбины.
При этом, наибольшее влияние на пи оказывает отношение скоростей и/с0. Очевидно, для того, чтобы произвести оценку работы ТДА с помощью окружного коэффициента полезного действия необходимы кинематические параметры потока. Однако при отсутствии средств измерения расхода газа оценить ТДА с помощью данного коэффициента будет достаточно затруднительно [5].
Эффективность турбодетандера как охлаждающего устройства можно оценить с помощью холодильного коэффициента полезного действия
где Т0 - температура газа на входе в сопловой аппарат турбины в действительном процессе расширения; Т2 -температура газа на выходе из рабочего колеса турбины в действительном процессе расширения; Т2S - теоретическая температура газа при изоэнтропийном процессе расширения.
В компрессорный период эксплуатации УКПГ, когда требуемый перепад давления на ТДА создается за счет работы, совершаемой ЦБК ГПА, оценить эффективность работы
где ВКЦр - расход ТЭР на СТН КЦ, т у.т.; кг- коэффициент перевода природного газа в условное топливо; кэ - коэффициент перевода электроэнергии в условное топливо, кэ = 0,325; ОСЦн - объем газа, расходуемого на СТН КЦ, тыс. м3; WKЦн - расход электроэнергии на СТН КЦ, тыс. кВт-ч; ор - фактическая низшая теплота сгорания топливного газа, ккал/м3.
Однако использование удельных показателей расхода ТЭР на объектах добычи может привести к необъективной оценке энергоэффективности газодобывающего предприятия, поскольку данные показатели зависят от снижения пластового давления и объемов добычи. Снижение пластового давления увеличивает удельный показатель расхода ТЭР [15]. Поэтому оценку работы СОГ с ТДА с учетом показателя удельного расхода ТЭР ДКС необходимо производить в сопоставимых условиях.
Кроме того, как уже было отмечено в работе [13], удельные показатели расхода ТЭР могут привести к перерасходу энергетической составляющей эксплуатационных затрат из-за существенного дисбаланса цен на энергоносители. Поэтому при магистральном транспорте газа нашел широкое применение критерий минимума затрат на обеспечение требуемых параметров транспорта газа [13, 16, 17].
В качестве критерия эффективного управления энерготехнологической системой промысла с ТДА в компрессорный период эксплуатации автором [5] представлена следующая формула:
Ф - С^п + СА - С^тг — С^с.н.
г и СэЭи
Сп
С G — С G
' ^ин^ин ^г^т.ги
- тах,
(19)
кц
с
где Сг, Ск, Син, Сэ, Сп - стоимость газа, конденсата, ингибитора гидратообразования,электроэнергии, прочие эксплуатационные затраты предприятия соответственно; Gп, Gк, Gт.г, Gтги, Gс.н, Gин - количество подаваемого потребителям газа, конденсата, потребления топливного газа ДКС, системами регенерации ДЭГ, расход на собственные технологические нужды промысла, потери ингибитора; Эин - расход электроэнергии, затрачиваемой на перекачку ингибитора гидратообразования.
Таким образом, задача оперативного управления энерготехнологической системой сводится к определению условного экстремума критерия для обеспечения заданной подачи газа в газопроводы и технологических ограничений.
При этом для каждого момента эксплуатации промысла критерий эффективности есть функция двух независимых переменных
Ф = Ф^п; а), (20)
где а - угол поворота соплового аппарата турбины ТДА.
Это выражение связывает основное возбуждающее воздействие Gп с основным управляющим воздействием (в том случае, когда управление системой осуществляется за счет изменения угла поворота СА турбины). Таким образом, в пространстве, представляемом координатами Gп, Ф, а, может быть задано скалярное поле критерия эффективности [5].
Данный критерий предложен автором для газоконденсат-ных месторождений, однако он вполне может быть интерпретирован и для газовых месторождений со станциями охлаждения газа с ТДА.
Подходом, позволяющим не только производить оценку эффективности режимов работы ТДА в составе НТС, но и
определять влияние основных режимных параметров на обеспечение целевых показателей УКПГ и решать задачи оптимизации, является метод представления результатов расчетных исследований в виде систем номограмм [10]. Разработанная авторами термобарическая характеристика НТС с ТДА успешно зарекомендовала себя на УКПГ Бованенковского НГКМ.
Выводы
Анализируя существующие показатели и методики определения энергоэффективности работы ТДА, необходимо отметить следующее:
- большое число и разнообразие показателей и методик может привести к искажению интегральной оценки энергетической эффективности режимов работы системы «ДКС-СОГ»;
- обособленное использование в качестве показателей эффективности работы ТДА КПД компрессора и КПД турбины может привести как к некорректным значениям из-за их высокой чувствительности к показаниям приборов, так и к перерасходу энергозатрат дожимной компрессорной станции;
- в существующих стандартах ПАО «Газпром» отсутствует методика определения энергоэффективности работы станций охлаждения газа с турбодетандерными агрегатами. В связи с этим актуальным становится вопрос о разработке методического подхода к определению энергоэффективности работы СОГ с ТДА.
Таким образом, в будущих исследованиях возникает необходимость обоснования системы критериев, использование которых позволило бы оптимизировать режимы работы станции охлаждения газа с турбодетандерами.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Язик А.В. Системы и средства охлаждения природного газа. М.: Недра, 1986. 200 с.
2. Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. СПб.: Недра, 2008. 488 с.
3. Мальханов В.П. Методология разработки технических решений по созданию турбодетандерных агрегатов для подготовки и энергосбережения природного газа: дис. д-ра техн. наук: 05.02.13. М., 2004. 297 с.
4. Хетагуров В.А., Слугин П.П., Воронцов М.А., Кубанов А.Н. Опыт и перспективы применения турбодетандерных агрегатов на промысловых технологических объектах газовой промышленности России // Газовая промышленность. 2018. № 11 (777). С. 14-22.
5. Язик А.В. Турбодетандеры в системах промысловой подготовки природного газа. М.: Недра, 1977. 173 с.
6. Слугин П.П., Воронцов М.А., Глазунов В.Ю. и др. Особенности эксплуатационных характеристик промысловых турбодетандерных агрегатов // Газовая промышленность. 2019. Спецвыпуск №1 (782). С. 101-107.
7. Кубанов А.Н., Козлов А.В., Прокопов А.В. и др. Применение турбохолодильной техники на УКПГ: компрессор-детандер или детандер-компрессор // Наука и техника в газовой промышленности. 2011. № 1. С. 55-62.
8. Кубанов А.Н., Атаманов Г.Б., Федулов Д.М. Применение холодильных установок на УКПГ месторождений Крайнего Севера // Наука и техника в газовой промышленности. 2021. № 3. С. 80-88.
9. Кубанов А.Н., Воронцов М.А., Федулов Д.М., Глазунов В.Ю. Технологический анализ работы турбохолодильной техники на начальном этапе эксплуатации УКПГ-2 Бованенковского НГКМ // Вести газовой науки. 2013. № 4(15). С. 84-89.
10. Воронцов М.А., Федулов Д.М., Грачев А.С. и др. Методический подход к расчетному исследованию промысловой подготовки природного газа к транспорту по технологии низкотемпературной сепарации с применением турбодетандерных агрегатов // Вести газовой науки. 2016. № 2(26). С. 105-111.
11. СТО Газпром 2-3.5-113-2007. Методика оценки энергоэффективности газотранспортных объектов и систем.
12. СТО Газпром 2-1.20-122-2007. Методика проведения энергоаудита компрессорной станции, компрессорных цехов с газотурбинными и электроприводными ГПА.
13. Торопов А.Ю. Регулирование и оптимизация режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводов: дис. канд. техн. наук: 25.00.19. М., 2009. 181 с.
14. Ульянов И.Н., Новицкий Д.В. Применение коэффициента технического состояния для оценки энергоэффективности турбодетандерных агрегатов станции охлаждения газа компрессорной станции // Нефтегазовый терминал: Мат. межунар. науч.-практ. конф. «Транспорт и хранение углеводородного сырья»: в 2 т. Тюмень: ТИУ, 2022. Т. 2. С. 122-126.
15. Воронцов М.А., Хворов Г.А., Нурдинова С.А., Маришкин В.А. Методические подходы к оценке энергоэффективности технологических процессов добычи газа // Вести газовой науки. 2017. № 4(33). С. 42-49.
16. Крюков О.В. Аналитические модели транспорта газа // Тр. НГТУ им. Р.Е. Алексеева. 2017. № 1 (116). С. 161-173.
17. Булыгина Л.В. Оптимизация режимов работы компрессорной станции с целью повышения локальной и системной энергоэффективности газотранспортной системы // Наука и техника в газовой промышленности. 2019. № 1 (77). С. 53-68.
REFERENCES
1. Yazik A.V. Sistemy i sredstva okhlazhdeniya prirodnogo gaza [Natural gas cooling systems and means]. Moscow, Nedra Publ., 1986. 200 p.
2. Korshak A.A., Nechval' A.M. Proyektirovaniye iekspluatatsiya gazonefteprovodov [Design and operation of gas and oil pipelines]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2008. 488 p.
3. Mal'khanov V.P. Metodologiya razrabotki tekhnicheskikh resheniy po sozdaniyu turbodetandernykh agregatov dlya podgotovki i energosberezheniya prirodnogo gaza. Diss. dokt. tekhn. nauk [Methodology for the development of technical solutions for the creation of turbo expander units for the preparation and energy saving of natural gas. Dr. tech. sci. diss.]. Moscow, 2004. 297 p.
4. Khetagurov V.A., Slugin P.P., Vorontsov M.A, Kubanov A.N. Experience and prospects for the use of turbo expander units at field technological facilities of the Russian gas industry. Gazovaya promyshlennost', 2018, no. 11 (777), pp. 14-22 (In Russian).
5. Yazik A.V. Turbodetandery v sistemakh promyslovoy podgotovki prirodnogo gaza [Turbo expanders in natural gas field treatment systems]. Moscow, Nedra Publ., 1977. 173 p.
6. Slugin P.P., Vorontsov M.A., Glazunov V.YU. Features of operational characteristics of field turbo expander units. Gazovaya promyshlennost', 2019, no. 1 (782), pp. 101-107 (In Russian).
7. Kubanov A.N., Kozlov A.V., Prokopov A.V. Application of turbo-refrigeration equipment at gas treatment plants: compressor-expander or expander-compresses. Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti, 2011, no. 1, pp. 55-62 (In Russian).
8. Kubanov A.N., Atamanov G.B., Fedulov D.M. Application of refrigeration units at gas treatment facilities of the Far North fields. Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti, 2021, no. 3, pp. 80-88 (In Russian).
9. Kubanov A.N., Vorontsov M.A., Fedulov D.M., Glazunov V.YU. Technological analysis of the operation of turbo-refrigeration equipment at the initial stage of operation of Unitary Gas Treatment Unit-2 of the Bovanenkovo Oil and Gas Condensate Field. Vestigazovoy nauki, 2013, no. 4(15), pp. 84-89 (In Russian).
10. Vorontsov M.A., D.M. Fedulov, Grachev A.S. Methodological approach to the computational study of field preparation of natural gas for transport using low-temperature separation technology using turbo expander units. Vesti gazovoy nauki, 2016, no. 2(26), pp.105-111 (In Russian).
11. STO Gazprom 2-3.5-113-2007. Metodika otsenki energoeffektivnosti gazotransportnykh ob"yektov i system [STO Gazprom 2-3.5-113-2007. Methodology for assessing the energy efficiency of gas transportation facilities and systems].
12. STO Gazprom 2-1.20-122-2007. Metodika provedeniya energoaudita kompressornoy stantsii, kompressornykh tsekhov s gazoturbinnymi i elektroprivodnymi GPA [STO Gazprom 2-1.20-122-2007. Methodology for conducting an energy audit of a compressor station, compressor shops with gas turbine and electrically driven gas compressor units].
13. Toropov A.YU. Regulirovaniye i optimizatsiya rezhimov raboty kompressornykh stantsiy magistral'nykh gazopro-vodov. Diss. kand. tekhn. nauk [Regulation and optimization of operating modes of compressor stations of main gas pipelines. Cand. tech. sci. diss.]. Moscow, 2009. 181 p.
14. Ul'yanov I.N., Novitskiy D.V. Primeneniye koeffitsiyenta tekhnicheskogo sostoyaniya dlya otsenki energoeffektivnosti turbodetandernykh agregatov stantsii okhlazhdeniya gaza kompressornoy stantsii [Application of the technical condition coefficient to assess the energy efficiency of turboexpander units of a gas cooling station at a compressor station]. Neftegazovyy terminal: trudy mezhunarod. nauch.-prakt.konf. «Transport i khraneniye uglevodorodnogo syr'ya» [Oil and Gas Terminal: proc. of the international scientific-practical conference "Transport and storage of hydrocarbon raw materials"]. Tyumen, 2022, pp. 122-126.
15. Vorontsov M.A., Khvorov G.A., Nurdinova S.A., Marishkin V.A. Methodological approaches to assessing the energy efficiency of gas production processes. Vesti gazovoy nauki, 2017, no. 4(33), pp. 42-49 (In Russian).
16. Kryukov O.V. Analytical models of gas transport. Trudy NGTUim. R.YE. Alekseyeva, 2017, no. 1 (116), pp. 161-173 (In Russian).
17. Bulygina L.V. Optimization of operating modes of a compressor station in order to increase local and systemic energy efficiency of the gas transportation system. Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti, 2019, no. 1 (77), pp. 53-68 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Смольников Владислав Олегович, аспирант кафедры гидрогазодинамики трубопроводных систем и гидромашин, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Годовский Дмитрий Александрович, к.т.н., доцент кафедры гидрогазодинамики трубопроводных систем и гидромашин, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Vladislav O. Smolnikov, Postgraduate Student of the Department of Fluid dynamics of pipeline systems and hydraulic machines, Ufa State Petroleum Technological University.
Dmitriy A. Godovskiy, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Fluid dynamics of pipeline systems and hydraulic machines, Ufa State Petroleum Technological University.
