CC BY
70
УДК 621.311.238
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2022-3-4-61-66
МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГАЗОТУРБИННЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
METHODS TO INCREASE ENERGY EFFICIENCY OF GAS TURBINE POWER PLANTS
Енсепов Б.Д. 1, Сагидолла Б.А.1, Китаев С.В.2
1 ТОО «ЭкоЭнергоГаз»
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-8422-9624, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0002-5371-5056, E-mail: [email protected]
2 Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-8605-0273, E-mail: [email protected]
Резюме: В статье рассмотрены основные технические и технологические решения, позволяющие повысить энергетическую эффективность электростанции с газотурбинным приводом. Приведены методы, заключающиеся в поддержании газодинамических параметров двигателей в летнее время на уровне холодного периода. Предложено техническое решение, заключающееся в охлаждении циклового воздуха перед компрессором за счет орошения водой, очищенной от солей, либо применение абсорбционных бромисто-литиевых холодильных установок. Применение парогазовых установок позволит вырабатывать дополнительную электрическую энергию за счет утилизации теряемого потенциала уходящих газов газотурбинных двигателей.
Ключевые слова: газотурбинная электростанция, генерация электроэнергии, оптимизация режимов, энергосбережение, экономия энергетических ресурсов.
Для цитирования: Енсепов Б.Д., Сагидолла Б.А., Китаев С.В. Методы повышения энергетической эффективности газотурбинных электростанций // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2022. № 3-4. С. 61-66.
D0I:10.24412/0131-4270-2022-3-4-61-66
Yensepov Bagdat D.1, Sagidolla Bauyrzhan A.1, Kitaev Sergey V.2
1 EcoEnergoGas LLP, 050040, Almaty, Republic of Kazakhstan
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-8422-9624, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0002-5371-5056, E-mail: [email protected]
2 Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0002-8605-0273, E-mail: [email protected]
Abstract: The article discusses the main technical and technological solutions that improve the energy efficiency of a power plant with a gas turbine drive. Methods are given that consist in maintaining the gas-dynamic parameters of engines in the summer at the level of the cold period. A technical solution has been proposed, which consists in cooling the cycle air in front of the compressor by spraying it with water purified from salts, or using absorption lithium bromide refrigeration units. The use of combined cycle plants will make it possible to generate additional electrical energy by utilizing the lost potential of the exhaust gases of gas turbine engines.
Keywords: gas turbine power plant, electricity generation, mode optimization, en-ergy saving, saving energy resources.
For citation: Yensepov B.D., Sagidolla B.A., Kitaev S.V. METHODS TO INCREASE ENERGY EFFICIENCY OF GAS TURBINE POWER PLANTS. Transport and storage of Oil Products and hydrocarbons, 2022, no. 3-4, pp. 61-66.
DOI:10.24412/0131-4270-2022-3-4-61-66
Рациональное использование низконапорного попутного нефтяного газа (ПНГ) на нефтегазовых промыслах является одной из приоритетных задач для эффективной разработки месторождения.
Для утилизации ПНГ применяются газотурбинные электростанции (ГТЭС), которые позволяют вырабатывать электроэнергию на собственные нужды, делая объект независимым от внешней энергосистемы, что очень выгодно в отдаленных регионах.
Эксплуатация ГТЭС сопряжена с образованием вторичных энергоресурсов (ВЭР) и токсичными выбросами с уходящими газами, поэтому актуальной остается задача обеспечения рациональной загрузки электрогенераторов и совершенствования технологических систем газотурбинных установок (ГТУ).
Паспортное значение коэффициента полезного действия (КПД) генераторных ГТУ не превышает 38%, а фактически в условиях эксплуатации оно еще ниже, что связано с потерей тепловой энергии с уходящими газами. Повысить тепловой КПД ГТУ можно за счет рационального использования теплоты уходящих газов.
Регенерация избыточного тепла, выбрасываемого через дымовую трубу в атмосферу с температурой
200-300 °С, - это способ повышения эффективности и также путь повышения стабильности производственных процессов. В работах [1-5] приведены научные исследования по повышению эффективности ГТУ для привода центробежных компрессоров.
Исследования по рациональному использованию теплоты уходящих ГТУ в магистральном транспорте газа и на ГТЭС приведены в работах [6-8]. Мировой опыт применения энергоэффективных технологий приводится в Справочнике энергоэффективных технологий в нефтегазовой отрасли [9].
При анализе способов рационального использования теплоты уходящих газов ГТУ нужно учитывать не только энергопотребности самой системы, но и также требования вне системы, что позволит обеспечить эффективную интеграцию с окружающей средой, улучшить экологическую составляющую в условиях эксплуатации.
На рис. 1 приведена схема распределения энергетических потоков потенциальной регенерации тепла уходящих газов, иллюстрирующей потенциал тепловой энергии уходящих газов.
Одним из способов использования теплоты уходящих газов ГТУ является применение парогазовых установок
(ПГУ). В настоящее время на мировом энергетическом рынке лидируют три основных производителя подобного оборудования: General Electric, АВВ и Siemens.
Доля ПГУ в западных странах составляет в среднем 25-30% установленной мощности. При этом в странах с существенной долей природного газа в топливном балансе страны доля ПГУ в структуре генерации электроэнергии постоянно возрастает.
Только США ежегодно вводят в строй до 50 млн кВт парогазовых мощностей. В целом же почти 70% вводимых во всем мире электростанций работают на базе ПГУ.
Важную роль в достижении высокого технического уровня новейших ГТУ и ПГУ сыграла широкая техническая и производственная кооперация основных зарубежных фирм - производителей газовых турбин.
В настоящее время на мировом рынке парогазовых технологий задают тон, определяют технический уровень и стоимостные показатели новейшего оборудования три транснациональные компании: General Electric (США), Siemens Westinghouse (Германия, США) и Alstom (Франция, Швейцария, Швеция). Они имеют теснейшие технические, производственные и финансовые связи с энергомашиностроительными фирмами Японии, Италии, Англии и Бельгии, а также с ведущими производителями авиационных газотурбинных двигателей.
Еще одним направлением повышения теплового КПД генераторных ГТУ является применение абсорбционных бромисто-литиевых установок (АБХМ). В летнее время при повышении температуры воздуха на всасывании в ГТУ объем вырабатываемой электрической мощности снижается, а объем потребления топливного газа повышается. Существуют различные технические схемы охлаждения воздуха на входе в компрессор, среди которых наиболее перспективным является применение АБХМ. Пример обоснования эффективности применения АБХМ на ГТУ в магистральном транспорте газа приведен в работе [10].
АБХМ представляет собой холодильную установку, работающую за счет тепловой энергии уходящих газов ГТУ. В качестве хладагента в АБХМ используется вода, а в качестве абсорбента - концентрированный раствор бромида лития.
Для решения проблемы снижения вырабатываемой ГТУ электрической мощности при повышенных температурах наружного воздуха предлагается установить теплообменник, через который будет проходить захоложенная вода из АБХМ с температурой +5... + 10 °С. Холод, вырабатываемый АБХМ, служит для охлаждения приточного воздуха на входе в ГТУ до +15. +20 °С. АБХМ могут использовать как напрямую выхлопные газы ГТУ, так и горячую воду/пар из котлов утилизаторов. Таким образом, холод производится в основном за счет бросовых источников тепла.
Эффект заключается в следующем. ГТУ работают обычно с постоянным расходом воздуха. Снижение температуры
Рис. 1. Схема энергетических потоков потенциальной регенерации тепла
Энергия отходящего тепла
Нерегенерируемое отходящее тепло
Эффективная энергия
V V
Потенциал регенерации отходящего тепла
Предотвратимые потери тепла
Оптимизация: Система управления производственным процессом
Регенерация в Преобразование в механическую/ электрическую энергию
тепловую энергию
Путем нагрева и холаждения участка. Другие потребители тепловой энергии
Отходящее тепло в энергию
Рис. 2. Изменение электрической и тепловой мощности газовой турбины в зависимости от температуры воздуха на входе в осевой компрессор
I 1,21
о.
О) X m
>S О со О
с; с
QJ Ь-
пз
I-
о ю
ГО
о.
-О
сз о; го X X
О)
£
1Д 1,0 0,9 0,8 0,7
п тепло юизводство ¡ой энергии
HoMt нэльная Мощность
моще 0CTt>(lS 4С)
10
20
30
40
50
Температура воздуха на входе в ГТУ °С
подаваемого в турбину воздуха с 40 до 15 °С предотвращает снижение мощности ГТУ на 30%, которое произойдет при подаче воздуха на всасывание турбины с высокой температурой. График изменения электрической и тепловой мощности газовой турбины в зависимости от температуры подводимого воздуха приведен на рис. 2.
Особенностью ГТУ является снижение располагаемой мощности при повышении температуры окружающей среды. Экономическое влияние данного процесса на производство электроэнергии и показатели может быть существенным.
При больших колебаниях температуры окружающей среды и высоких температурах в летнее время эффективным может быть использование систем охлаждения всасываемого воздуха компрессора для поддержания термогазодинамических параметров, соответствующих холодному и влажному периоду времени года, когда производительность газовой турбины выше, чем в теплое время.
Для поддержания располагаемой мощности на высоком уровне существуют два направления:
- системы непрерывного или непрямого охлаждения;
- испарительные или прямые системы охлаждения.
Рис. 3. Иллюстрация распыляющей форсунки и процесса распыления воды на входе в компрессор газотурбинного двигателя
I Рис. 4. Схема турбогенератора с увлажнением воздуха на входе в компрессор
потоком горячего воздуха. Последний передает тепло воде, вследствие чего вода испаряется и охлаждается благодаря постоянной тепловой трансформации (рис. 4).
При увлажнении в дополнение к охлаждению влажность и, следовательно, плотность воздуха увеличиваются, достигая состояния, очень близкого к насыщению. Данная система позволяет исключить или максимально ограничить снижение мощности агрегата в летний сезон, поддерживая оптимальную производительность. Такая возможность была также отмечена в ходе энергетического аудита, проведенного на предприятиях разведки и добычи.
Объектом наших исследований была газотурбинная электростанция, эксплуатируемая на одном из нефтегазовых промыслов, включающая четыре электрогенераторных установки с приводом от газотурбинных установок типа RB-211Rolls Royce мощностью 30 МВт. Каждый турбогенератор снабжен системой снижения вредных выбросов Dry Low Emission (DLE).
Это означает, что каждая турбина снабжена блоком входных воздушных фильтров, дымовой трубой и охладителем масла. Четыре установки подготовки топливного газа с четырьмя контурами подогрева мощностью 60 кВт.
В системах непрямого охлаждения воздушное охлаждение осуществляется через поверхностный теплообменник, расположенный выше по потоку от компрессора. Вода в данный теплообменник может поступать из холодильного цикла или с жидкостью из накопительной системы источника охлаждения. Данные типы систем требуют значительных инвестиционных затрат и пространства, но уровень воздушного охлаждения в них не зависит от относительной влажности воздуха.
Напротив, системы прямого охлаждения характеризуются низкой стоимостью установки, очень ограниченными требованиями к размеру и незначительным потреблением энергии, необходимой для работы. Их основное ограничение заключается в том, что воздух невозможно охлаждать ниже температуры по влажному термометру. Фактически данные системы охлаждают воздух путем распыления деминерализованной воды под высоким давлением (от 7 до 20 МПа) в воздушный поток (рис. 3).
В системе прямого охлаждения (испарительный охладитель или увлажнение на входе) вода напрямую контактирует с
Методика определения КПД газотурбинного двигателя
Методика предполагает определение теплотехнических параметров работы турбогенераторов на текущих режимах. Для расчета показателей эффективности работы агрегатов используются параметры работы с использованием штатных приборов контроля, а также дополнительные измерения.
Для оценки эффективности агрегатов предусматривалось проведение измерений состава уходящих газов с помощью газоанализатора на текущих режимах работы. При проведении измерений контролируется режим работы агрегатов. Режим стационарности обеспечивался по штатным приборам контроля параметров.
Обеспечение постоянства параметров должно быть обязательным условием достоверности результатов. Контролировались: частота вращения турбины высокого давления, частота вращения электрогенератора, электрическая нагрузка. Требование стационарности режима работы агрегатов связано с необходимостью проведения измерений состава уходящих газов с одновременным снятием параметров со штатной системы автоматики.
В программе проведения инструментальных обследований предусмотрено использование данных системы автоматизированного контроля параметров работы ГПА.
Для определения энергетической эффективности работы ГТУ применялся метод баланса полезной работы и потерь. Эффективный КПД газотурбинной установки определяется по формуле
1 - ™ух - N - 8МКС, (1)
Пгту -
где 5Мух, ЪЫх - относительные потери с уходящими газами и потери от неполного сгорания топлива; 8ЫкС - прочие потери, включающие в себя потери в маслосистеме охлаждения подшипников компрессора и турбины и потери в камере сгорания.
Эффективная мощность газотурбинного двигателя определяется по формуле
N = К^общ,, (2)
где Ые - суммарная электрическая мощность на клеммах генератора, кВт; побщ =Пп 'П3 - общий КПД приводного редуктора; пп - КПД подшипников; п3 - КПД передачи.
Измерение параметров уходящих газов
Расчет относительных потерь с уходящими газами осуществляется на основе параметров топливного газа, коэффициента избытка воздуха а, температуры уходящих газов за силовой турбиной.
Коэффициент избытка воздуха рассчитывается на основе измерений объемного содержания кислорода в уходящих газах. Измерения объемного содержания кислорода в уходящих газах проводилось с помощью газоанализаторов марки КМ-900. Предельно допустимая погрешность измерений - 0,2%.
Последовательность измерений следующая:
- производится калибровка прибора на свежем воздухе в соответствии с инструкцией по эксплуатации. Калибровка производится перед каждым измерением;
- измеряется содержания кислорода через штуцер отбора проб. Отбор проб осуществлялся с помощью щупа длинной 1 м;
- во время измерений не допускалось поступление атмосферного воздуха в место отбора проб;
- время измерения (около 3 мин) обеспечивало стабилизацию показаний прибора;
- одновременно с показаниями содержания кислорода измерялось содержание окиси углерода (СО) и окиси азота (N0), а также температура уходящих газов в месте отбора проб. Температура определялась по показаниям термопары, установленной на конце щупа. Погрешность определения температуры не превышает 1 °С.
Результаты инструментальных обследований эффективности работы газотурбинного двигателя
По описанной выше методике были определены КПД работающих агрегатов СТ-201, СТ-301 на моменты проведения обследований. Результаты расчета КПД газотурбинных установок представлены в табл. 1, 2.
Анализ результатов показал, что газотурбинные двигатели имеют пониженные значения КПД. Предельный потенциал повышения энергоэффективности агрегатов составляет 24,5 и 14,4% по обследованным агрегатам.
В табл. 3 приведены результаты расчета показателей эффективности электрогенераторных установок.
Повышение энергоэффективности работы агрегатов ГТЭС возможно за счет повышения загрузки ГТУ и рационального использования теплоты уходящих газов газотурбинных двигателей.
Достоинства системы утилизации теплоты уходящих газов очевидны, однако при ее использовании теряется эффективная мощность ГТУ. Оценка величины теряемой мощности ГТУ при оснащении их утилизаторами теплоты уходящих газов может быть произведена по формуле
^е = Кс • АР • П 'Ю-3,
(4)
Таблица 1
Результаты расчета КПД агрегата GT-201
Дата Время Номер агрегата 02, % СО, мг/м3 V., °С Альфа АЫХ КПД
10:22 GT-201 16,9 228 438 4,225 0,705 0,00285 0,272
28.09.18 10:26 GT-201 16,8 218 438 4,097 0,689 0,00266 0,288
10:30 GT-201 16,8 217 438 4,097 0,689 0,00265 0,288
Ср.значение 16,8 221,0 438,0 4,140 0,694 0,00272 0,283
Таблица 2 Результаты расчета КПД агрегата GT-301
Дата Время Номер агрегата 02, % СО, мг/м3 V, °С Альфа Ы№ух АНХ КПД
9:55 GT-301 16,7 268 427 3,976 0,656 0,00320 0,321
28.09.18 9:58 GT-301 16,9 268 426 4,225 0,684 0,00335 0,293
10:03 GT-301 16,7 258 424 4,097 0,651 0,00308 0,326
Ср. значение 16,8 264,7 425,7 4,099 0,664 0,00321 0,313
Таблица 3
Результаты расчета показателей энергоэффективности электрогенераторных установок
Параметр Значение
GT-201 GT-301
Низшая теплота сгорания, кДж/м3 36350 36350
Электрическая мощность, кВт 10950 11250
Эффективный КПД ГТУ, % 28,3 32,1
Эффективная мощность ГТУ, кВт 11517,9 11833,4
Расход топливного газа, м3/ч 3580,0 3290,0
Удельный расход топливного газа, м3/кВт ч 0,33 0,29
Потенциал повышения энергоэффективности, % 24,5 14,4
Таблица 4
Расчет потенциала тепловой энергии уходящих газов ГТУ
Параметр GT-201 GT-301 I
Коэффициент избытка воздуха (а) 4,139 4,099
Теоретическое количество воздуха (/°т), м3/м3 10,306 10,306
Фактическое количество воздуха (/°ф), м3/м3 42,658 42,246
КПД турбины 0,888 0,888
Объемное количество продуктов сгорания (/пс), м3/м3 43,829 43,417
Расход топливного газа ^гг), м3/ч 3580 3290
Потери мощности ГТУ при установке котла-утилизатора, кВт 116,2 105,7
Перерасход топливного газа при установке котла-утилизатора, м3/ч 0,406 0,326
Низшая теплота сгорания топлива (0рн), кДж/м3 36350 36250
КПД (Ле) ГТУ 28,3 32,1
Расход уходящих газов, м3/с 43,5 39,7
Тепловая мощность (02), кДж/ч 41110695 36337720
Тепловая мощность (02), Гкал/ч 9,8 8,7
где Vпс - расход продуктов сгорания на выходе газовой турбины, м3/с; АР - величина гидравлических сопротивлений теплоутилизационных установок, Па; пг - внутренний относительный КПД газовой турбины.
Расход продуктов сгорания на выходе газовой турбины определяется по формуле
+ А^, м3/м3.
Vnc = VRO0
+ V, + Vu
(5)
Увеличение расхода топливного газа из-за утилизатора определяется по формуле
AGTr
ANe•3600
Пе • QP .
(6)
Количество тепла, теряемого с выхлопными газами газотурбинных установок, определяется по формуле
Q = Gn
cpy(tyr tB
(7)
где G0 - количество уходящих газов, кг/ час; cpy - изобарная теплоемкость уходящих газов, кДж/(кг K); tyr, tB - температура уходящих газов из установки и наружного воздуха, °С.
В табл. 4 приведены результаты расчета потенциала тепловой энергии уходящих газов ГТУ.
Как следует из табл. 4, потери мощности ГТУ при установке котла-утилизатора уходящих газов составляет около 1%, при этом расход топливного газа увеличивается в среднем на 0,3-0,4 м3/ч, что нужно также учитывать при расчете экономического эффекта от реализации мероприятий.
Выводы
По результатам проведенных обследований работы ГТЭС с двигателями RB-211 Rolls Royce установлено, что предельный потенциал повышения энергоэффективности агрегатов в существующем состоянии составляет соответственно 24,5 и 14,4% и связан с запасом располагаемой мощности ГТУ GT-201, GT-301 при текущей загрузке.
Повышение энергоэффективности работы агрегатов возможно за счет рационального использования теплоты уходящих газов двигателей. Потенциал ВЭР по ГТУ GT-201, GT-301 составляет 9,8 и 8,7 Гкал/ч.
Тепловой мощности уходящих газов достаточно для реализации любого из энергосберегающих мероприятий по применению воздушно-испарительного охладителя, установке АБХМ или ПГУ.
Применение воздушно-испарительного охладителя или АБХМ позволит увеличить располагаемую мощность на 9%, за счет этого может быть получена экономия топливного газа и выполнены экономические показатели предприятия. Положительный эффект от данных мероприятий очевиден, однако срок окупаемости будет значительным и превысит 15 лет.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Поршаков Б.П. Эффективность использования газотурбинных установок на магистральных газопроводах // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2009. № 4 (257). С. 15-24.
2. Калинин А.Ф. Повышение эффективности газотурбинного энергопривода на магистральных газопроводах // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2002. № 6 (36). С. 86-92.
3. Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Методы повышения энергетиче-ской эффективности магистрального транспорта газа. СПб.: Недра, 2008. 440 с.
4. Китаев С.В. Научно-практические основы обеспечения энергетической эффективности магистрального транспорта газа: дис. д-ра. техн. наук: 25.00.19. Уфа, 2011. 280 с.
5. Кузьмичев В.С., Омар Х.Х., Ткаченко А.Ю. Способ повышения эффектив-ности газотурбинных двигателей для наземного применения за счет реге-нерации тепла // Вестник Московского авиационного института. 2018. Т. 25. № 4. С.133-141.
6. Байков И.Р., Кузнецова М.И., Китаев С.В. Повышение степени использо-вания теплоты уходящих газов газотурбинных установок в магистральном транспорте газа // Нефтегазовое дело. 2016. Т. 14. № 1. С. 106-110.
7. Аксютин О.Е., Ишков А.Г., Хворов Г.А. и др. Повышение энергетической эффективности магистрального транспорта газа по ПАО «Газпром» на основе реализации высокоэффективных технологий утилизации тепловой энергии выхлопных газов газотурбинных установок газоперекачивающих агрегатов // Газовая промышленность. 2017. 1 (570). С. 64-69.
8. Китаев С.В. Энергосбережение при эксплуатации приводных газотурбин-ных установок на ГТЭС // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углево-дородного сырья. 2009. № 6. С. 6-9.
9. OPS-PROD-RT-RE-006-05-2016. Энергоэффективные технологии в нефте-газовой отрасли. Италия: Эни. 2016. 158 с.
10. Китаев С.В., Смородова О.В., Сулейманов А.М. Повышение энергетиче-ской эффективности газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным при-водом стационарного типа // Энергобезопасность и энергосбережение. 2020. № 1. С. 46-50.
REFERENCES
1. Porshakov B.P. Efficiency of using gas turbine units on main gas pipelines. Trudy RGUnefti igaza im. i.M. Gubkina, 2009, no. 4 (257), pp. 15-24 (In Russian).
2. Kalinin A.F. Improving the efficiency of a gas turbine power drive on main gas pipelines. izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Neff' igaz, 2002, no. 6 (36), pp. 86-92 (In Russian).
3. Baykov I.R., Kitayev S.V., Shammazov I.A. Metody povysheniya energeticheskoy effektivnosti magistrainogo fransporfa gaza [Methods for improving the energy efficiency of main gas transport]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2008. 440 p.
4. Kitayev S.V. Nauchno-prakticheskiye osnovy obespecheniya energeticheskoy effektivnosti magistrainogo transporta gaza. Diss. dokt. tekhn. nauk [Scientific and practical foundations for ensuring the energy efficiency of the main gas transport. Dr. tech. sci. diss.]. Ufa, 2011. 280 p.
5. Kuz'michev V.S., Omar KH.KH., Tkachenko A.YU. A method for improving the efficiency of gas turbine engines for ground applications through heat recovery. Vestnik Moskovskogo aviatsionnogo institute, 2018, vol. 25, no. 4, pp. 133-141 (In Russian).
6. Baykov I.R., Kuznetsova M.I., Kitayev S.V. Increasing the degree of use of the heat of exhaust gases of gas turbine installations in the main gas transport. Neftegazovoye delo, 2016, vol. 14, no. 1, pp. 106-110 (In Russian).
7. Aksyutin O.YE., Ishkov A.G., Khvorov G.A. Improving the energy efficiency of the main gas transportation in Gazprom PJSC based on the implementation of highly efficient technologies for the utilization of thermal energy of exhaust gases of gas turbine installations of gas compressor units. Gazovaya promyshlennost', 2017, no. 1(570), pp. 64-69 (In Russian).
8. Kitayev S.V. Energy saving during the operation of driven gas turbine units at gas turbine power plants. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2009, no. 6, pp. 6-9 (In Russian).
9. OPS-PROD-RT-RE-006-05-2016. Energoeffektivnyye tekhnologii v neftegazovoy otrasli [OPS-PROD-RT-RE-006-05-2016. Energy efficient technologies in the oil and gas industry]. Italy, Eni Publ., 2016. 158 p.
10. Kitayev S.V., Smorodova O.V., Suleymanov A.M. Improving the energy efficiency of gas compressor units with a stationary type gas turbine drive. Energobezopasnost' i energosberezheniye, 2020, no. 1, pp. 46-50 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Енсепов Багдат Далажаевич, технический директор, ТОО «ЭкоЭнергоГаз».
Сагидолла Бауыржан Амангельдыулы, руководитель команды сервисных проектов, ТОО «ЭкоЭнергоГаз». Китаев Сергей Владимирович, д.т.н., проф. кафедры транспорта и хранение нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Bagdat D. Yensepov, Technical Director, EcoEnergoGas LLP. Bauyrzhan A. Sagidolla, Service project team leader, EcoEnergoGas LLP. Sergei V. Kitaev, Dr. Sci. (Tech.), Prof. of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
