CC BY
124
УДК 622.692.4.052
ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ КОМПРЕССОРОВ БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ НА ПРИМЕРЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО
ЗАВОДА
И.Р. БАНКОВ, д.т.н., проф., завкафедрой промышленной теплоэнергетики
Ш.З. ФАЙРУШИН, аспирант кафедры промышленной теплоэнергетики
C.B. КИТАЕВ, д.т.н., проф. кафедры транспорта и хранения нефти и газа
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия,
450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1).
E-mail: svkitaev@mail.ru
Ю.В. КОЛОТИЛОВ, д.т.н., проф. кафедры нефтепродуктообеспечения и газоснабжения
Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина (Россия, 119991, г. Москва, ГСП-1, Ленинский просп., д. 65) E-mail: kolotilov_yury@mail.ru
Представлены результаты оценки энергетической эффективности центробежных компрессоров большой мощности. На основе проведенных исследований установлено, что для регулирования режимов работы центробежных компрессоров большой мощности на нефтеперерабатывающих заводах применяются неэффективные способы регулирования, приводящие к повышенному расходу электроэнергии (метод шибера, байпассирование, сброс воздуха на свечу). Рассмотрены и обоснованы способы рационального регулирования работы центробежных компрессоров - применение высоковольтного частотно-регулируемого привода и газотурбинного привода. Для повышения энергетической эффективности работы центробежных компрессоров существуют два основных способа рационального регулирования: применение высоковольтных частотнорегулируемых приводов и замена электропривода на газотурбинный привод. Применение газотурбинного привода является привлекательным мероприятием, особенно для вновь вводимых нефтеперерабатывающих заводов, так как при этом имеется существенный потенциал тепловой энергии от уходящих газов газотурбинных установок, необходимый для выработки пара, используемого в большом количестве в технологическом процессе переработки нефти.
Ключевые слова: нефтеперерабатывающий завод, центробежный компрессор, энергосбережение, рациональное регулирование, частотно-регулируемый привод, газотурбинный привод.
Для компримирования газов в больших объемах наиболее энергоэффективными агрегатами являются центробежные компрессоры [1-3]. При их эксплуатации происходит снижение коэффициента полезного действия (КПД) за счет износа, что увеличивает удельные затраты энергии на компримирование. Применение неэффективных способов регулирования приводит также к увеличению энергозатрат при эксплуатации компрессоров. При большой мощности компрессоров снижение затрат электроэнергии на электропривод даст значительный экономический эффект.
Центробежные компрессоры большой мощности -надежные машины с хорошим запасом прочности [4] и безотказности, они также просты в обслуживании и служат обычно достаточно долго [5].
Снижение энергетических затрат при эксплуатации центробежных компрессоров возможно за счет нескольких составляющих. Применение устройств плавного пуска позволяет снизить пусковые токи двигателей, резко уменьшить провалы напряжения сети при пуске
двигателя, существенно снизить электродинамические усилия на обмотки двигателя и ударные механические воздействия на механизмы. Это увеличивает моторесурс агрегата и снижает энергопотребление в момент пуска.
Расширение диапазона регулирования производительности компрессора позволяет снизить затраты электроэнергии до 10% на один агрегат. Расширить диапазон регулирования производительности компрессора можно, исключив сброс воздуха в атмосферу, при малых расходах при этом уменьшаются энергетические потери. Регулирование в этом случае производится путем контроля за рабочей точкой, и при движении в зону малых расходов можно максимально приблизиться к границе зоны помпажа, не открывая преждевременно сбросной клапан.
Групповое регулирование применяется для компрессоров, работающих параллельно в группе на один коллектор. При этом возможны на два способа регулирования. Первый метод заключается в ступенчатом регулировании, когда один компрессор в группе находится в состоянии
регулирования, а второй полностью нагружен, разгружен или выключен из работы по режиму. При втором методе все компрессоры находятся в состоянии регулирования. В этом случае суммарный КПД группы будет выше при том же количестве нагнетаемого газа, что позволяет достичь экономии от 3 до 6% на один компрессор.
При наличии циклических колебаний производительности компрессоров, обусловленных технологическим режимом производства, целесообразно применять активные способы регулирования с помощью преобразователей частоты, применения приводных газотурбинных установок взамен электропривода.
Приводные газотурбинные установки (ГТУ) позволяют регулировать частоту вращения силового вала, работая при этом в экономичном режиме, что очень удобно при необходимости поддержания необходимой производительности компрессора.
Промышленные газотурбинные установки делятся на три основных типа: специально изготовленные (стационарные), авиационные двигатели и судовые двигатели, приспособленные для промышленного использования. ГТУ конструируются предпочтительно по одной из двух схем - одновальные и двухвальные. Одновальные установки используются для генерирования электроэнергии, так как они обеспечивают очень стабильную выходную мощность (частоту вращения вала) на всех режимах работы, в частности во время резких изменений нагрузки. Двухвальные установки можно использовать в любых системах в качестве привода, они более эффективны при работе с частичной нагрузкой и требуют менее мощных пусковых двигателей. Современный рынок газотурбинного оборудования представлен широкой номенклатурой ГТУ, предназначенных для механического привода [6-7].
В качестве зарубежных ГТУ можно выделить следующие установки: Taurus 60/60S (Solar, США) - КПД 32%, Tornado (Simens) - КПД 35%, Taurus 70 (Solar, США) -КПД 34,8%. Среди отечественных производителей ГТУ предприятий ОАО «НПО «Сатурн», ОАО «Пермские моторы» - КПД до 35% [8]. По надежности и КПД газотурбинные установки отечественных производителей практически не уступают зарубежным аналогам.
Из всех способов регулирования наиболее эффективным является регулирование скорости вращения вала компрессоров с помощью преобразователей частоты (частотно-регулируемый электропривод - ЧРП) [9].
В состав ЧРП входят стандартный асинхронный или синхронный электродвигатель, транзисторный или тири-сторный преобразователь частоты, согласующий трансформатор, пускорегулирующая или коммутационная аппаратура. Иногда для решения проблемы электромагнитной совместимости с сетью в состав комплексной поставки ЧРП могут входить фильтрокомпенсирую-щие устройства.
Электродвигатели подразделяются на синхронные и асинхронные. Синхронные двигатели применяются там, где требуется большая мощность, а асинхронные обычно имеют небольшую мощность. Кроме того, синхронные двигатели являются высоковольтными, на 6 или 10 кВ. Для регулирования работы электродвигателей небольшой мощности напряжением 380 В частотно-регулируемые электроприводы уже давно и успешно применяются,
что обусловлено их невысокой стоимостью. ЧРП напряжением 6 и 10 кВ широкого распространения пока не получили из-за высокой стоимости.
Среди иностранных производителей ЧРП можно отметить ABB и Siemens. ЧРП отечественного производства ОАО «ЧЭАЗ» существенно дешевле, поставляются в блочно-модульном исполнении и предназначены для плавного регулирования частоты вращения ротора электродвигателей в диапазоне 0,60-1,05 от номинального значения, а также значительного снижения величин пусковых токов [10].
Для разработки мероприятий по повышению энергоэффективности компрессорных агрегатов было проведено инструментальное обследование группы центробежных компрессоров (ЦБК) одного из нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ).
На основе проведенных исследований снижения технического состояния ЦБК не выявлено, что связано со значительным запасом прочности оборудования.
На основе данных промышленной эксплуатации ЦБК рассмотрим возможные энергосберегающие мероприятия, направленные на рациональное регулирование режимов работы компрессоров.
Во-первых, установка ЧРП на компрессоры ГК-301, ГК-302, Н-107, Н-108 с целью повышения эффективности регулирования. Цель мероприятия - применение энергоэффективного метода регулирования с помощью ЧРП с целью снижения удельного расхода электроэнергии.
На прием газовых компрессоров ГК-301 и ГК-302 жирный газ подается из емкости Е-89. На приеме компрессоров установлен газосепаратор Е-308 для отделения углеводородного конденсата из жирного газа. На линии выкида компрессоров для охлаждения и частичной конденсации газа установлены воздушные холодильники ХВ-311/1+5 и холодильник ХВ-312. При эксплуатации установки на проектных режимах в связи с высоким содержанием азота в продукции реакции в работе постоянно находятся два компрессора с рециркуляцией части газа с выкида на прием компрессоров. Воздушные нагнетатели (компрессоры с газовой турбиной высокого давления - ТВД) ТВД Н-107, Н-108 предназначены для подачи воздуха в топку тремя потоками: в камеру сгорания, камеру смешения и кольцевое пространство топки. Температура в камере горения поддерживается не выше 1000 °С с подачей воздуха из кольцевого пространства топки в камеру горения.
По компрессорам ГК-301 и ГК-302 на момент измерений расход жирного газа составил 21 932,5 м3/ч и 21 350,3 м3/ч, давление на выходе 1,372 и 1,372 МПа соответственно.
Регулирование режимов работы компрессоров ГК-301 и ГК-302 осуществляется методом перепуска части газа с выхода на вход компрессоров, то есть производится байпассирование. На основании диспетчерских данных о величине открытия регулирующего клапана получена среднегодовая величина перепускаемого газа, составляющая 2% по объему от расхода газа через компрессоры (нерациональные затраты мощности составляют 4%).
На момент измерений расход воздуха составил по компрессорам Н-107 и Н-108 соответственно 106 980 м3/ч и 102 300 м3/ч. Давление на выходе компрессоров составляло 0,3949 и 0,3969 МПа. Открытие клапанов сброса
воздуха на свечу 1,1% и 0,2% соответственно по компрессорам Н-107 и Н-108.
По фактическим годовым данным о величине открытия клапана сброса газа на свечу получено, что в среднем в течение года сброс газа на свечу составляет 0,6% по объему от расхода газа через компрессоры, что приводит к нерациональным затратам мощности (0,8%). Регулирование методом шибера приводит к дополнительным нерациональным затратам мощности (2,7%).
Компрессоры имеют удовлетворительное техническое состояние, однако для регулирования режимов работы компрессоров применяются неэффективные способы, приводящие к повышенному расходу электроэнергии (метод шибера, байпас-сирование, сброс воздуха на свечу).
Ожидаемая экономия электроэнергии определяется по величине расхода газа на регулирование методами шибера и байпассирования, сбросом воздуха на свечу, усредненной по месяцам.
Эффективность энергосберегающего мероприятия (ЭСМ) оценивается по простому сроку окупаемости, равному отношению затрат на оборудование и проводимые работы к ожидаемому экономическому годовому эффекту. В табл. 1 и 2 приведены данные по установленным компрессорам. В табл. 3 и 4 - расчет потенциала энергосбережения от применения высоковольтных ЧРП.
По результатам получен срок окупаемости применения высоковольтных ЧРП, который составил 11,3-12,8 года.
Во-вторых, использование газотурбинных установок (ГТУ) взамен электропривода (замена привода) на компрессорах ГК-301, ГК-302, Н-107 и Н-108 с целью повышения эффективности регулирования (альтернативное мероприятие). Цель мероприятия - снижение затрат на собственные нужды, применение энергоэффективного метода регулирования с помощью ГТУ для энергосбережения.
Особенностью применения ГТУ взамен электропривода является возможность выработки тепловой энергии пара, используемой в значительных количествах на нефтеперерабатывающих заводах.
Таблица 1
Характеристика установленного оборудования
153 ГК-301 УККФ 414-61-1 2002 СТД-5000 2УХП4 5000 0,973
154 ГК-302 УККФ 414-61-1 2001 СТД-5000 2УХП4 5000 0,973
155 Н-107 УККФ 2550-31-1 2001 СТД-8000 2УХЛ4 8000 0,979
156 Н-108 УККФ 2550-31-1 2002 СТД-80002 УХЛ4 8000 0,979
N - порядковый номер; 1\1с - номер на схеме; У - идентификатор установки; Мкс - марка компрессора; Т - год ввода в эксплуатацию; МЭД - марка электродвигателя; \эд [кВт] -номинальная мощность электродвигателя; КПДэд [о.е.] - коэффициента полезного действия электродвигателя.
Таблица 2
Фактические параметры работы компрессорного агрегата
и АТ АТКР КПДэд [о.е.] КПДК [о.е.] 0 [м3/ч] Мэд [кВт] 0Э [кВт-ч/м3]
153 86370 30947 0,970 0,787 21932,5 3610 0,16
154 81025 38566
0,971 0,776 21350,3 3560 0,17
155 86459 31355 0,965 0,685 106980 7500 0,07
156 86259 10667 0,968 0,699 102300 7020 0,07
N - порядковый номер; сск Ф = 1,0; АТ - наработка с начала эксплуатации; АТКР - наработка после последнего капитального ремонта; АТ2013 = 8 1 50 ч - наработка за 2013 год; КПДэд [о.е.] -коэффициента полезного действия электродвигателя; КПДк [о.е.] - фактический коэффициент полезного действия компрессора; О [м3/ч] - расход; \эд [кВт] - фактическая потребляемая мощность электродвигателя; 13Э [кВт^ч/м3] - фактический удельный расход электроэнергии.
Таблица 3
Энергетические характеристики после реализации энергосберегающего мероприятия
Мэд МЧРП Мэд [кВт] 0Э [кВт-ч/ м3] А0ЭСМ [кВт-ч/м3] 0эсм [%]
153 СТД-5000 ВЧРП-ТМ-С-5600- 3466,1 0,1580 0,0066 4,0 2УХП4 06-630-В
154 СТД-5000 ВЧРП-ТМ-С-5600- 3416,1 0,1600 0,0067 4,0
2УХП4 06-630-В
155 СТД-8000 ВЧРП-ТМ-С-8000- 7238,0 0,0677 0,0025 3,5 2УХЛ4 06-1000-В
156 СТД-80002 ВЧРП-ТМ-С-8000- 6725,0 0,0657 0,0029 4,2
УХЛ4 06-1000-В
N - порядковый номер; МЭд - марка электродвигателя; МчрП - марка электродвигателя; \Эд [кВт] -нормативная потребляемая мощность электродвигателя; ЙЭ [кВт^ч/м3] - нормативный удельный расход электроэнергии; А13ЭСМ [кВт^ч/м3] - удельный потенциал энергосбережения; ОЭсм [%] -потенциал энергосбережения.
Таблица 4
Расчет потенциала энергосбережения
И ШЭ [103 кВт-ч/год] вдэ.эсм [103 кВт-ч/год] АШЭ [103 кВт-ч/год] АСЭ [103 руб/год]
153 29422 28248,6 1172,9 2932,2
154 29014 27841,1 1172,9 2932,2
155 61125 59877,4 1247,6 3118,9
156 57213 55808,4 1404,6 3511,6
N - порядковый номер; д = 2,5 руб/кВт^ч - тариф; ШЭ [103 кВт^ч/год] - потребление
электроэнергии на привод компрессора до реализации ЭСМ; WЭЭСМ [103 кВт^ч/год] -
потребление электроэнергии на привод компрессора после реализации ЭСМ;
АWЭ [103 кВт^ч/год] - ожидаемый эффект от реализации энергосберегающего мероприятия;
АСЭ [103 руб/год] - ожидаемый экономический эффект от реализации энергосберегающего
мероприятия.
В табл. 5-7 приведен расчет потенциала энергосбережения при замене электропривода компрессоров на газотурбинный привод.
По результатам получен срок окупаемости применения высоковольтных ЧРП, который составил 11,3-12,8 года.
Срок окупаемости замены электропривода центробежных компрессоров на газотурбинный привод составляет 3,2-5-8,8 года.
Таким образом, на основе проведенных исследований установлено, что для регулирования режимов работы центробежных компрессоров большой мощности на НПЗ применяются неэффективные способы регулирования, приводящие к повышенному расходу электроэнергии (метод шибера, байпассирование, сброс воздуха на свечу). Потенциал энергосбережения при этом составляет 3,5-ь4,2%.
Для повышения энергетической эффективности работы центробежных компрессоров могут применяться два основных способа рационального регулирования:
1) применение высоковольтных ЧРП (срок окупаемости составляет 11,3-12,8 года);
2) замена электропривода на газотурбинный привод (срок окупаемости мероприятия составляет 3,2-8,8 года).
Применение газотурбинного привода является привлекательным мероприятием, особенно для вновь вводимых НПЗ, так как при этом имеется существенный потенциал тепловой энергии от уходящих газов ГТУ, необходимый для выработки пара, используемого в большом количестве в технологическом процессе при переработке нефти.
Таблица Б
Энергетические характеристики после реализации энергосберегающего мероприятия
л! МГТУ Nm [кВт] КПДГТУ [%] Q^ [кг/ч] Qm.^ [м3/м3]
153 ITU-B^PM «Сатурн» 6300 32,в 1390 0,093
154 ITU-B^PM «Сатурн» 6300 32,в 1390 0,09в
155 ГТД-IGPM «Сатурн» 1G GGG З5,5 2055 G,G2B
15в ГТД-IGPM «Сатурн» 1G GGG З5,5 2055 0,030
N - порядковый номер; p = 0,38 кг/м3 - - плотность газа; МГТУ - марка газотурбинной установки;
1\1ГТУ [кВт] - номинальная мощность газотурбинной установки; КПДГТУ [%] - коэффициент полезного действия газотурбинной установки; 13ТГ [кг/ч] - расход топливного газа; 13НТГ [м3/м3] -нормативный удельный расход топливного газа.
Таблица Б
Расчет потенциала энергосбережения
N Q33 [103 кВт-ч/год] Q„ [103 м3/год] РВ3Р [Гкал/год] АС3 [106 руб/год]
153 вв370 30 947 G,97G G,7B7
154 81 025 38 5вв 0,971 0,77в
155 вв 459 31 355 0,9в5 0,вв5
15в вв259 1G вв7 0,9вв 0,в99
N - порядковый номер; q^ = 2,5 руб/кВт^ч - тариф на электроэнергию; q^ = 4,13 руб/м3 - тариф
на газ; дпар = 950 руб/Гкал - тариф на теплоэнергию пара; 13ЭЭ [103 кВт^ч/год] - потребление электроэнергии на привод компрессора до реализации ЭСМ; 13ТГ [103 м3/год] - потребление топливного газа на привод компрессора после реализации ЭСМ; РВЭР [Гкал/год] - потенциал утилизации горючих вторичных энергетических ресурсов (ВЭР) газотурбинных установок (ГТУ); АСЭ [106 руб/год] - ожидаемый экономический эффект от реализации энергосберегающего мероприятия.
Таблица 7
Расчет затрат на реализацию энергосберегающих мероприятий
Jj Zm [руб] Zm, [руб] Zmi) [РУб] Z^P [руб] zcmp [ру6] z3cm [ру6] T [годы]
153 38x107 7x103 15x104 1x103 24x1G5 39G,55x1GB 8,3
154 38x107 7x103 15x104 1x103 24x1G5 39G,55x1GB B,B
155 45x107 9x103 15x104 1x103 30x1G5 433,15x1GB 3,2
15в 45x107 9x1G13 15x104 1x103 30x1G5 463,15x10B 4,в
N - порядковый номер; ZrTy [руб] - затраты на газотурбинные установки (ГТУ) с реализацией метода «под кл»; ZKy [руб] - затраты на паровые котлы утилизаторы (КУ) с учетом стоимости выполнения работ по разработке проектно-сметной документации (ПСД) и с налогом на добавленную стоимость (НДС); ZynB [руб] - затраты на установки подготовки воды (УПВ); Zmp [руб] - затраты на проектно-изыскательские работы (ПИР) для установки паровых котлов утилизаторов (КУ); ZCMP [руб] - затраты на строительно-монтажные работы (СМР) при установке паровых котлов утилизаторов (КУ); Z3CM [руб] - суммарные затраты на реализацию энергосберегающих мероприятий (ЭСМ); T [годы] - срок окупаемости энергосберегающих мероприятий (ЭСМ).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Банков, И.Р. Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа/ И.Р. Байков, C.B. Китаев, И.А. Шаммазов. - СПб.: Недра, 2008. 440 с.
2. Байков, И.Р. Повышение эффективности использования оборудования в нефтяной отрасли / И.Р. Байков, М.И. Кузнецова, C.B. Китаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. № 2. 2013. С. 18-20.
3. Байков, И.Р. Диагностирование технического состояния поршневых компрессоров / И.Р. Байков, C.B. Китаев, Ш.З. Файрушин // Энергобезопасность и энергосбережение. № 3. 2015. С. 28-30.
4. Арбузов, А.Ю. Ресурсное обеспечение капитального ремонта МГ с учетом технологических показателей эксплуатации машин / А.Ю. Арбузов, Ю.В. Колотилов, В.Н. Химич, P.A. Карпачев // Газовая промышленность. № 7(678). 2012. С.96-97.
5. Дуров, В. С. Эксплуатация и ремонт компрессоров и насосов / B.C. Дуров, 3.3. Рахмилевич, Я.С. Черняк. Справочное пособие. - M.: Химия, 1980. 272 с.
6. Козаченко, А.Н. Энергетика трубопроводного транспорта газов/А. H. Козаченко, В.И. Никишин, Б.П. Поршаков,-М.: Нефть и газ, 2001. 400 с.
7. Волков, М.М. Справочник работника газовой промышленности I М.М. Волков, А.Л. Михеев, К.А. Конев. - М.: Недра, 1989. 286 с.
8. Каталог энергетического оборудования. Т. 1. - Рыбинск: ООО «Издательский дом Газотурбинные технологии», 2011. 362 с.
9. Сыромятников, И.А. Режим работы асинхронных и синхронных электродвигателей / И.А. Сыромятников. - М.; Л.: Госэнергоиздат, 1963. 528 с.
10. Чиженко, И.М. Справочник по преобразовательной технике / И.М. Чиженко, П.Д. Андриенко, А.А. Баран и др. -Киев: Техника, 1978. 447 с.
RAISING ENERGY EFFICIENCY OF CENTRIFUGAL COMPRESSORS WITH HIGH POWER BY THE EXAMPLE OF OIL REFINERY
BAIKOV I.R., DR. Sci. (Tech.), Prof., Head of Department of Industrial Heat Power Engineering KITAEV S.V., Dr. Sci. (Tech.), Prof, of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas FAYRUSHIN S.Z., post-graduate student of Char of Industrial Heat Power Engineering Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Russia). E-mail: svkitaev@mail.ru
KOLOTILOV YU.W., Dr. Sci. (Tech.), Prof, of the Department of petroleum products and gas
Russian State University of Oil and Gas named after IM Sponge-on (Russia, 119991, Moscow, GSP-1, Leninsky Prospekt, d. 65) E-mail: kolotilov_yury@mail.ru
ABSTRACT
The article presents the results of the assessment of energy efficiency of centrifugal compressors. It was found that for the regulation of modes of oil refineries centrifugal compressors high capacity used inefficient methods of regulation, leading to increased consumption of electricity (gate method, bypassing, venting on the candle). Considered and justified means of sound management of the operation of centrifugal compressors - the use of high-voltage variable frequency drive and the use of gas turbine drive.
Based on these research found that, for the regulation of operating modes of high capacity centrifugal compressors of oil refineries used inefficient methods of regulation, leading to increased consumption of electricity (gate method, bypassing, venting on the candle).
To increase the energy efficiency of centrifugal compressors can be used two basic ways of rational regulation: the application of high voltage variable frequency drives and replacement of the electric drive to gas turbine drive. Application of gas turbine drive is an attractive event, especially for newly commissioned oil refineries, because in this case, there is a substantial potential of thermal energy from exhaust gases of gas turbine installations are required for generation of steam used in large quantity in the technological process during oil refining.
Keywords: oil refinery, centrifugal compressor, energy saving, environmental regulation, variable frequency drive, gas turbine drive.
REFERENCES
1. Bajkov I.R., KitaevS.V., Shammazov I.A. Metodypovysheniya energeticheskoyeffektivnostitruboprovodnogo transports prirodnogo gaza [Methods to improve the energy efficiency of pipeline transportation of natural gas]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2008. 440 p.
2. Baykov I.R., Kuznetsova M.I., Kitayev S.V. Improving the efficiency of the equipment use in the oil industry. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2013, no. 2, pp. 18-20. (In Russian).
3. Baykov I.R., Kitayev S.V., Fayrushin SH.Z. Diagnostics of the technical condition of piston compressors. Energobezopasnosf i energosberezheniye, 2015, no. 3, pp. 28-30. (In Russian).
4. ArbuzovAYU., Kolotilov YU.V., Khimich V.N., Karpachev R.A. Resource maintenance overhaul of MG given technological parameters of machines operation. Gazovaya promyshlennost', 2012, no. 7, pp. 96-97. (In Russian).
5. Durov V.S., Rakhmilevich Z.Z., Chernyak YA.S. Ekspluatatsiya i remont kompressorov i nasosov [Operation and maintenance of compressors and pumps]. Moscow, Khimiya Publ., 1980, 272 p.
6. Kozachenko A.N., Nikishin V.I., Porshakov B.P. Energetika truboprovodnogo transporta gazov [Energy of gas transportation by pipeline], Moscow, Neft' I gaz Publ., 2001, 400 p.
7. Volkov M.M., Mikheev A.L., Konev K.A. Spravochnik rabotnika gazovoy promyshlennosti [Reference manual for the worker In gas industry] Moscow, Nedra Publ., 1989, 286 p.
8. Katalog energeticheskogo oborudovaniya T. 1 [Catalogue of the power equipment. Vol.1]. Rybinsk, Gazoturbinnyye tekhnologii Publ., 2011, 362 p.
9. Syromyatnikov, I.A. Rezhim raboty asinkhronnykh i sinkhronnykh elektrodvigateley [Mode of operation of asynchronous and synchronous motors], Moscow, Gosenergolzdat Publ., 1963, 528 p.
10. Chizhenko I.M., Andriyenko P.D., BaranA.A., Vydolob YU.F., DenisovA.I., Kurilo I.A., Ostrenko V.S, Prikhod'ko N.G., Rudenko V.S, Ryabokris I.F., Sen'ko V.I., Tatarin V.P., Trifonyuk V.V., Shipillo V.P. Spravochnikpo preobrazovatel'noy tekhnike [Reference manual of converter equipment], Kiev, Tekhnika Publ., 1978, 447 p.
