CC BY
79
Машиностроение к компьютерные технологии
Сетевое научное издание
http://www.technomagelpub.ru
Ссылка на статью:
// Машиностроение и компьютерные технологии. 2017. № 11. С. 29-43.
Представлена в редакцию: 15.10.2017
© НП «НЭИКОН»
УДК 621.438
Выбор параметров газотурбинного двигателя, использующегося в качестве привода нефтяного насоса
Брычева А.Ю.1*, Моляков В.Д.1
Ьгу 4 еуа 1ша у апЛюии 1МГТУ им. Н.Э. Баумана, Москва, Россия
В статье рассмотрены возможности использования газотурбинного двигателя в качестве привода центробежного нефтяного насоса. Показаны преимущества газотурбинного привода по сравнению с электроприводом. Приведены основные параметры, напорные и мощностные характеристики магистрального нефтяного насоса на разных частотах вращения ротора.
Выбрана схема газотурбинной установки. Указаны основные преимущества выбранной схе-мы, а также факторы, определяющие степень эффективности и режим работы газотурбинного насосного агрегата. В соответствии с техническими характеристиками насоса выбраны параметры газотурбинной установки, представлены результаты расчета параметров цикла установки.
Ключевые слова: газотурбинный двигатель, газотурбинный насосный агрегат, привод центробежного насоса, характеристики центробежного насоса
Введение
На сегодняшний день на нефтеперекачивающих станциях в России наибольшее распространение в качестве привода нефтяных насосов получили электродвигатели. Такое решение оптимально при наличии разветвленной сети электроснабжения, простоте конструкции электродвигателя, его высокой надежности, а также при отработанной технологии обслуживания и ремонта [1]. Однако использование данного типа привода вызывает некоторые проблемы. Например, при передаче электроэнергии по линиям электропередач возникают потери, составляющие порядка 12-14%, также возможны сбои в электроснабжении на нефтеперекачивающей станции, что приводит к существенному снижению надежности системы [2,3]. Помимо этого электропривод не позволяет осуществить частотное регулирование насоса, так как применение частотных преобразователей для мощных нефтяных насосов практически невозможно из-за высокой стоимости и сложности конструкции [4,5]. Таким образом, актуальной задачей в настоящее время являются исследования в
области применения газотурбинного привода нефтяных насосов на нефтеперекачивающих станциях.
Цель данной работы состоит в том, чтобы показать эффективность использования газотурбинного двигателя в составе нефтеперекачивающего насосного агрегата. Данный тип привода обладает рядом преимуществ по сравнению с электроприводом. Появляется возможность согласовывать характеристики нефтяного насоса и газотурбинного двигателя, в случае необходимости постепенно снижать частоту вращения вала при остановке и увеличивать при пуске. Это повышает ресурс работы всего насосного агрегата, так как снижается величина гидравлического удара и увеличивается срок службы торцевого уплотнения насоса [1]. Кроме того газотурбинный двигатель характеризуется высокой надежностью, работоспособностью в тяжелых климатических условиях, а также возможностью применения различных видов топлива.
Применение газотурбинного двигателя в качестве привода нефтяного магистрального насоса позволяет существенно снизить затраты на электроэнергию на нефтеперекачивающих станциях, экономия возможна при использовании тепла выхлопных газов для производства электроэнергии, необходимой для собственных нужд нефтеперекачивающей станции или для подогрева перекачиваемой нефти с целью снижения ее вязкости [6]. Для этого могут использоваться утилизационные газотурбинные установки с измененной очередностью процессов. Применение таких установок позволяет вырабатывать дополнительно от 15 до 25% механической мощности [7,8].
В качестве привода насоса могут использоваться газотурбинные установки, созданные на базе авиационных двигателей. При этом проводится конверсия авиационного двигателя, отработавшего нормативный ресурс под энергетическую установку[9,10].
В России газотурбинные насосные агрегаты используются в проекте «Сахалин-2» [11]. На предприятии ОАО «Авиадвигатель» были разработаны и изготовлены два газотурбинных насосных агрегата ГТНА «Урал-6000» для перекачки нефти. Газотурбинный привод был выбран вследствие наличия параллельных веток нефтепровода и газопровода, а также из-за отсутствия централизованного электроснабжения [12].
1.Выбор типа насоса и его основные характеристики
Основной задачей данной работы является выбор оптимальных параметров цикла двигателя для конкретной модели насоса, применяющейся на нефтеперекачивающих станциях.
Для перекачивания нефти по нефтепроводу используются магистральные (типа НМ) и подпорные (типа НПВ) центробежные насосы соответствующие ГОСТ 12124-87. Данные типы насосов чаще всего применяются для транспортировки нефти, их доля составляет около 90% всех насосов, которые используются на нефтеперекачивающих станциях. Общий вид насоса типа НМ представлен на рисунке 1.
Рис. 1.3Б модель нефтяного насоса типа НМ
Нефтяные магистральные насосы типа НМ предназначены для перекачки нефтепродуктов и нефти при температуре от -5°С до 80°С и выпускаются на подачу от 1250 до 12500 м3/ч. Это центробежный, горизонтальный, одноступенчатый насос с рабочим колесом двустороннего входа. Разрез нефтяного насоса типа НМ представлен на рисунке 2. Корпус насоса 1 литой, с осевым разъемом в горизонтальной плоскости. В корпусе отлиты полуспиральный подвод и двухзавитковый спиральный отвод. В качестве опор ротора используются подшипники скольжения 8 с принудительной смазкой. Неуравновешенное осевое усилие на роторе воспринимается радиально-упорным шариковым подшипником 9. Концевые уплотнения 10 ротора - механические торцовые, для разгрузки перед уплотнениями предусмотрены щели для отвода нефти.
В качестве объекта исследования был выбран магистральный нефтяной насос марки НМ 10000/1,25-210. Технические характеристики насоса на номинальном режиме представлены в таблице 1.
Известно, что насосы применяющиеся на нефтеперекачивающей станции, 80-90% времени работают в режиме отличном от номинального. Изменения режимов работы системы могут быть вызваны нерегулярной поставкой нефти, отклонением физических параметров перекачиваемой жидкости или аварийными ситуациями на нефтеперекачивающей станции [1]. В связи с этим экономически выгодное регулирование нефтяных насосов является актуальной проблемой на нефтеперекачивающей стации.
5 £ 7
Рис 2. Разрез насоса типа НМ: 1 - корпус, 2 - вал, 3 - крышка корпуса, 4,5 - втулки вала, 6 - рабочее колесо, 7 - кольцо уплотняющее, 8 - подшипник скольжения, 9 - радиально-упорный подшипник, 10 - уплотнение
торцевого типа
В настоящее время нефтяные магистральные насосы комплектуются сменными роторами на подачу 0,5 и 0,7 от номинальной. Также может производиться подрезка наружного диаметра рабочего колеса, как это сделано для некоторых насосов типа НМ [13].
Таблица 1. Технические характеристики нефтяного насоса НМ 10000/1,25-210, [14]
Подача, м3/ч Напор, м Частота вращения, об/мин Мощность двигателя, кВт КПД,%
12500 210 3000 8000 86
Альтернативным методом регулирования нефтяного насоса является частотное регулирование. Такой способ регулирования режимов работы насосов является наиболее экономичным, так как дает возможность изменять подачу насоса в широком диапазоне без существенного снижения КПД. При использовании частотного регулирования работы насоса в системе наиболее целесообразным является выбор газотурбинного привода, однако необходимо учесть КПД двигателя при изменении режима работы системы.
Опытные значения напора, мощности и КПД насоса НМ 10000/1,25-210 для ряда подач согласно руководящему документу [15] с учетом вязкости нефти [16] представлены на рисунке 3. Такие характеристики дают полное представление о параметрах насоса при эксплуатации на нефтеперекачивающей станции, если насос работает с постоянной частотой вращения ротора.
Рисунок 3. Характеристики насоса при частоте вращения вала п=3000 об/мин: H - напор насоса в зависимости от подачи Q; п - КПД насоса; N - мощность насоса
При изменении частоты вращения ротора насоса новые характеристики могут быть рассчитаны по формулам подобия [17]:
п
г Л п
V п1 У
; N = N1
г Л п
V п1 У
е=а-; н=н п
где 0 - объемная подача насоса, м3 /ч; Н - напор насоса, м; N - мощность на валу насоса, кВт; п - число оборотов ротора насоса, об/мин. По указанным формулам можно построить зависимости мощности и напора насоса от его производительности и H-Q характеристики) с достаточной степенью точности для различных значений частоты вращения ротора, при этом КПД насоса для подобных режимов остается постоянным. Напорные и мощностные характеристики нефтяного насоса при разных частотах вращения ротора п, полученные по формулам подобия представлены на рисунках 4-5.
Рисунок 4. Напорные характеристики при разных частотах вращения вала насоса: Н - при частоте п=3000 об/мин; Н1 - при частоте п=2900 об/мин; Н2 - при частоте п=2800 об/мин; Н3 - при частоте п=2700 об/мин; Н4
- при частоте п=2600 об/мин
2
3
N. кВт
7500 7000 6500 6000 5500 5009 4509 4000 3500
зооо
- Ч5, V гг4 ВНЕ ■к —-4
>
___ *
|Ё Лгг -—А
______ в | Ш
7 -- —й!" ]
;- ■щ-- —
Г- ф—
^- В-
0 1099 2009 3000 4000 5000 6000 7000 3000 М09 10090 11000 12000 13000 ||3/ч
Рисунок 5. Мощностные характеристики при разных частотах вращения вала насоса: N - при частоте п=3000 об/мин; N - при частоте п=2900 об/мин; N2 - при частоте п=2800 об/мин; N3 - при частоте п=2700
об/мин; N4 - при частоте п=2600 об/мин
2. Расчет параметров цикла газотурбинного двигателя
Работа газотурбинного двигателя при изменении мощности во многом определяется конструктивной схемой, компоновкой агрегатов двигателя, количеством валов, размещением нагрузки, а также законом и программой регулирования [18,19]. Особенности работы газотурбинного насосного агрегата обуславливают применение двухвальных газотурбинных установок со свободной силовой турбиной (рис. 6) [20]. По данной схеме турбина Т1 (турбина высокого давления) служит для привода компрессора (К), а турбина Т2 (свободная турбина) приводит во вращение вал насоса (Н). Турбина высокого давления и свободная турбина не имеют механической связи, что позволяет регулировать частоту вращения вала насоса.
Рисунок 6. Схема установки Основные параметры газотурбинного двигателя, принятые для расчета: мощность N = 8 МВт; температура газа Т = 1600^.
Для того чтобы определить оптимальное значение степени повышения давления в
* ^
компрессоре Як и соответствующий расход воздуха задаемся различными значения-
ми и проводим вариантные расчеты параметров по тракту газотурбинной установки
согласно методике изложенной в [21]. На рисунке 7 представлена зависимость расхода
а*
___.духа в в газотурбинном двигателе от значения степени повышения давления .
а*
р ису нок .. зависим—^ь р______з„у ха в от степени повышения давления в компрессоре
График зависимости величины удельного расхода топлива Се и КПД Ле газотур-
1е
* ;к
бинного двигателя от значений степени повышения давления в компрессоре Як представлен на рисунке 8.
иг
Се=
11 кВтч
1Тг 0.4
0.38
ом
0.34 0.52 03 0.29 0.26 ел 0.22 0.2
1 &ЕЕНЕЗ Сё ООО 1— ■
М!?
у
---- I
3---- 1---
5 10 15 20 И 30 Э5 « Рисунок 8. Зависимость удельного расхода топлива Се и КПД Л е газотурбинного двигателя от степени
повышения давления Як в компрессоре
е
* к
В ходе анализа графиков на рисунках 7-8 установлено, что значение степени повышения давления в компрессоре ж* = 28 является оптимальным по экономичности (см.
рис. 8), однако не рекомендуется принимать значения ж* > 17..18 из-за большого числа
к 1 ^
ступеней компрессора и снижения его КПД. При ж* = 12 расход воздуха в компрессоре
минимальный (см. рис. 7), а, следовательно, количество ступеней в лопаточных машинах газотурбинного двигателя, его масса и размеры наименьшие, однако удельный расход топлива довольно высокий. В соответствии с этим значение степени повышения давления в
к 1 С к 1 £
компрессоре принимается ж* = 15. При ж* = 15 удельный расход топлива в двигателе мощностью N = 8 МВт составляет Се=0,22кг/кВт • ч, расход воздуха 0В=20.5 кг/с. КПД двигателя при этом составляет ^е=38,4% .
3. Согласование характеристик насоса и газотурбинного двигателя
Применение газотурбинного привода насосов позволяет осуществить наиболее экономичное регулирование режимов перекачки нефтепродуктов путем изменения частоты вращения ротора насоса. При оптимизации режима работы привода в составе газотурбинного насосного агрегата необходимо обеспечить минимальный расход топлива в двигателе. При этом устанавливается оптимальная зависимость между частотой вращения ротора насоса и необходимым объемом перекачки нефтепродуктов [1]. Снижение числа оборотов насоса приводит к изменению его характеристики (рис. 4,5) и смещению положения рабочей точки, например, из положения 1 в положение 2 (рис. 9). Такая система регулирования исключает потери в системе насос-трубопровод, так как при уменьшении количества перекачиваемых нефтепродуктов напор насоса и трубопровода остаются согласованными [17].
Н,м
400 350 300 250 200 150 100 50 0
1 Н} Н г -
'1ц,
1 ь. 1 Г 1
■ &
¡2
0 1000 2000 ЗООО 4000 5000 6000 7000 3000 9000 10000 П000 12000 13000
Рисунок 9. Характеристики насоса и трубопровода Н1 - напор насоса в зависимости от подачи р при частоте вращения вала п=3000 об/мин; Н2 -при частоте вращения вала п=2700 об/мин; Нт - характеристика
трубопровода
Таким образом, эффективность, а также режим работы газотурбинного насосного агрегата определяются соотношением частоты вращения свободной силовой турбины и ее мощности. В свою очередь мощность турбины определяется параметрами насоса, которые зависят от количества перекачиваемых нефтепродуктов и их физических свойств[1]. Для обеспечения экономичной работы газотурбинного двигателя необходимо выбрать оптимальную программу регулирования, которая определяется с учетом характеристик нагрузки, в данном случае характеристик насоса.
Заключение
Исследования в области применения газотурбинных двигателей в качестве привода нефтяного насоса на сегодняшний день являются актуальной задачей. В использование газотурбинного привода центробежного нефтяного насоса целесообразно в случае отсутствия внешнего энергоснабжения или значительных сроках и затратах при строительстве линий электропередач, а также при частых изменениях количества перекачиваемых нефтепродуктов. Особенности работы газотурбинного насосного агрегата (частое изменение количества и вязкости перекачиваемых нефтепродуктов, аварийные ситуации на нефтеперекачивающей станции) обуславливают применение двухвальных газотурбинных установок со свободной силовой турбиной. Применение такой схемы позволяет согласовать характеристики газотурбинного двигателя и нефтяного насоса и увеличить срок службы насосного агрегата за счет снижения величины гидравлического удара и повышения ресурса работы торцевого уплотнения насоса. Система регулирования изменением числа оборотов насоса исключает потери в системе, так как позволяет согласовать напор насоса и трубопровода. При мощности двигателя N = 8 МВт, степени повышения давления в компрессоре л* = 15, температуре в камере сгорания Тг = 1600 К удельный расход топлива в двигателе составляет Се =0,22кг/кВт• ч, расход воздуха GB=20.5кг/с, а КПД газотурбинного двигателя составляет ^e=38,4% .
Список литературы
1. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. М.: Недра, 2001. 475 с.
2. Тырылгин И.В., Некрасов В.О. Повышение энергоэффективности трубопроводного транспорта углеводородного сырья // «Нефть и газ Западной Сибири»: Междунар. науч.-техн. конф., посвященная 55-летию Тюменского гос. нефтегазового ун-та (Тюмень, 12-14 октября 2011 г.): материалы. Т. 2. Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. С. 93-96.
3. Shpilevoy V.A., Zakirzakov A.G., Shabarov A.B. Comparison of electric and gas turbine drive types at pump stations // Topical problems of architecture, civil engineering, energy efficiency and ecology: TPACEE-2016: 15th intern. conf. (Tyumen, Russia, April 27-29, 2016): Proc. P.: EDP Sciences, 2016. P. 01011. DOI: 10.1051/matecconf/20167301011
4. Остапенко Н.Г., Новиков Р.С. Применение газотурбинных установок на нефтеперекачивающих станциях // Современные наукоемкие технологии. 2013. № 8-2. С. 213-214.
5. Shpilevoy V.A., Chekardovsky S.M., Zakirazkov A.G. A mathematical model of gas-turbine pump complex // Transport and storage of hydrocarbons: Intern. scientific-practical conf. of students, graduate students and young scientists (Tyumen, Russia, May 20-25, 2016): Proc. Bristol: IoP, 2016. 6 p. DOI: 10.1088/1757-899X/154/1/012009
6. Шпилевой В.А., Тырылгин И.В., Земенков Ю.Д. Альтернативные системы приводов насосных агрегатов для новых магистральных нефтепроводов // Изв. высших учебных заведений. Нефть и газ. 2012. № 5. С. 75-78.
7. Тумашев Р.З., Михеев С.С., Куникеев Б.А. Производство электроэнергии на компрессорных станциях утилизационными газотурбинными установками // Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер. Машиностроение. 2016. № 1(106). С. 44-53. DOI: 10.18698/0236-3941-20161-44-53
8. Тумашев Р.З., Моляков В.Д., Лаврентьев Ю.Л. Повышение эффективности компрессорных станций магистральных газопроводов // Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер. Машиностроение. 2014. № 1(94). С. 68-79.
9. Шафиков Г.А., Моляков В.Д. Конверсия авиационного турбореактивного двухконтурного двигателя в установку для выработки пиковой электроэнергии // Аэрокосмический научный журнал. 2017. Т. 3. № 2. С. 1-16. DOI: 10.24108/aersp.0217.0000062
10. Гулина С.А., Авдеев В.М., Верещагина И.В., Шепелов В.И., Гулина А.С. Альтернатива приводному электродвигателю для нефтяного насоса // Вестник Самарского гос. техн. унта. Сер.: Технические науки. 2016. № 2(50). С. 139-149.
11. Иноземцев А.А., Хайруллин М.Ф. Новые технические решения для проекта «Сахалин-2» // Пермские газовые турбины. Энергетика и транспорт газа. 2010. № 17. С. 28-31.
12. Иноземцев А.А. ГТНА «УРАЛ-6000» - новые технические решения для проекта «Саха-лин-2» // Тяжелое машиностроение. 2010. № 3. С. 2-5.
13. Трошин Г.А., Петров А.И. Методы модификации проточной части нефтяных магистральных насосов типа НМ // Инженерный вестник. 2014. № 11. С. 87-92. Режим доступа: http://engbul.bmstu.ru/doc/744967.html (дата обращения 15.12.2017).
14. Насос НМ 10000/1,25-210-2.1. Технические характеристики. Режим доступа: http://www.hms.ru/pumps catalog/detail.php?ELEMENT ID=5005 (дата обращения 01.06.2017).
15. Методика расчета уставок по минимальному давлению на входе НПС: Руководящий документ РД-23.080.00-КТН-064-10 / ОАО «АК «Транснефть». 2010. 31 с.
16. Колпаков Л.Г., Аитова Н.З., Еронен В.И. Методика расчета напорных характеристик и пересчета параметров центробежных насосов магистральных нефтепроводов при изменении частоты вращения и вязкости перекачиваемой жидкости: РД 39.30.990.84 / АК «Транснефть». Уфа, 1984.
17. Ломакин А.А. Центробежные и осевые насосы. 2-е изд. М.-Л.: Машиностроение, 1966. 364 с.
18. Моляков В.Д., Тумашев Р.З. Обоснование схем и параметров высокоэффективных газотурбинных установок для малой энергетики // Изв. высших учебных заведений. Машиностроение. 2012. № 10(631). С. 52-58. DOI: 10.18698/0536-1044-2012-10
19. Моляков В.Д., Осипов М.И., Тумашев Р.З. Повышение эффективности режимов работы газотурбинного двигателя // Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана. Сер. Машиностроение. 2006. № 3(64). С. 80—95.
20. Теория и проектирование газотурбинных и комбинированных установок: Учебник / А.Н. Арбеков, А.Ю. Вараксин, В.Л. Иванов, Э.А. Манушин и др.; под общ. ред. А.Ю. Варакси-на. 4-е изд. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2017. 678 с. Режим доступа: http://ebooks.bmstu.ru/catalog/129/book1726.html (дата обращения 15.08.2017).
21. Михальцев В.Е., Моляков В.Д. Расчет параметров цикла при проектировании газотурбинных двигателей и комбинированных установок: учеб. пособие / Под ред. И.Г. Суровцева. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2014. 58 с. Режим доступа: http://ebooks.bmstu.ru/catalog/129/book61.html (дата обращения 17.12.2016).
Mechanical Engineering & Computer Science
Electronic journal
http://www.technomagelpub.ru
Mechanical Engineering and Computer Science, 2017, no. 11, pp. 29-43.
Received: 15.10.2017
© NP "NEICON"
The Choice Gas Turbine Engine Parameters Used to Drive the Oil Pump
A.Yu. Brycheva1'*, V.D. Molyakov1 'biy4evaJina:gyande:xLru
:Bauman Moscow State Technical University, Moscow, Russia
Keywords: gas turbine engine, gas turbine pumping unit, centrifugal pump drive, characteristics of the centrifugal pump
The article considers capabilities of the gas turbine engine to be used as a drive of the crude oil pump. It is noted that the gas turbine drive proves to be more advantageous than the electric motor when there is no external power supply or building periods of power transmission lines are significantly long, as well as quantities of oil products pumped are often changed.
The main objective of this work is to select the optimum engine cycle parameters for a particular pump model, which oil pumping stations use. As an object of research, a crude oil pump of the NM 10000 / 1.25-210 brand was chosen. The paper presents technical characteristics of the NM 10000 / 1.25-210 centrifugal pump and experimental values of head, power, and efficiency of the pump for a number of feeds. To obtain the pressure and power characteristics of a centrifugal pump for different rotational speeds of the rotor the similarity formulas are used.
As the centrifugal pump drive, the paper considers a two-shaft plant with the free power turbine. This scheme was chosen in accordance with the features of the gas turbine pump unit at the oil pumping station. It is noted that the free power turbine scheme allows us to bring into accordance the characteristics of a gas turbine engine and an oil pump in abnormal modes, since there is no mechanical connection between high and low pressure turbines.
The paper presents the calculated parameters of the gas turbine engine cycle with power
Ne = 8MW. The graphs show dependence of the airflow rate GB, the specific fuel consumption
*
Ce and the efficiency on the degree of pressure increase in the compressor. In accordance with the graphs, the optimum value of the degree of pressure increase nK = 15 in the compressor is adopted. With nK = 15, the specific fuel consumption in the gas turbine engine with power Ne = 8MW is equal to Ce = 0,22 kg/kW and the airflow rate is Gb = 20,5 kg/s. The efficiency of the engine with the selected parameters is ^e=38,4% .
It is noted that in order to ensure the most economical gas turbine engine operation, it is necessary to select the optimal control program, which is determined taking into account the load characteristics, in this case the characteristics of the pump.
References
1. Gumerov A.G., Gumerov R.S., Akberdin A.M. Ekspluatatsiia oborudovaniia nefteperekachivayushchikh stantsij [Exploitation of equipment in oil pumping stations]. Moscow: Nedra Publ., 2001. 475 p. (in Russian).
2. Tyrylgin I.V., Nekrasov V.O. Povyshenie energoeffektivnosti truboprovodnogo transporta uglevodorodnogo syr'ia [Energy efficiency improvement in pipeline transportation of hydrocarbons]. "Neft' i gaz Zapadnoj Sibiri":Mezhdunarodnaia nauchno-tekhnicheskaia konferentsiia posviashchennaia 55-letiyu Tyumenskogo gosudarstvennogo neftegazovogo universiteta ["Oil and gas of West Siberia": Scientific and technical conf. dedicated to the 55th anniversary of the Tyumen State Oil and Gas Univ. (Tyumen, Russia, October 12-14, 2011)]: Proc. Vol. 2. Tyumen, 2011. Pp. 93-96 (in Russian).
3. Shpilevoy V.A., Zakirzakov A.G., Shabarov A.B. Comparison of electric and gas turbine drive types at pump stations. Topical problems of architecture, civil engineering, energy efficiency and ecology: TPACEE-2016: 15th intern. conf. (Tyumen, Russia, April 27-29, 2016): Proc. P.: EDP Sciences, 2016. P. 01011. DOI: 10.1051/matecconf/20167301011
4. Ostapenko N.G., Novikov R.S. The use of gas turbine units at oil pumping stations. Sovremennye naukoemkie tekhnologii [Modern High Technologies], 2013, no. 8(pt. 2), pp. 213-214 (in Russian).
5. Shpilevoy V.A., Chekardovsky S.M., Zakirazkov A.G. A mathematical model of gas-turbine pump complex. Transport and storage of hydrocarbons: Intern. scientific-practical conf. of students, graduate students and young scientists (Tyumen, Russia, May 20-25, 2016): Proc. Bristol: IoP, 2016. 6 p. DOI: 10.1088/1757-899X/154/1/012009
6. Shpilevoy V.A., Tyrylgin I.V., Zemenkov Yu.D. Alternative systems of pump units drives for a new oil pipelines. Izvestiia vysshikh uchebnykh zavedenij. Neft' i gaz [Higher Educational Institutions News. Oil and Gas], 2012, no. 5, pp. 75-78 (in Russian).
7. Tumashev R.Z., Mikheev S.S., Kunikeev B.A. Electric energy generation at compressor stations using gas-turbine heat recovery plants. Vestnik MGTU im. N.E. Baumana. Mashinostroenie [Herald of the Bauman MSTU. Mechanical Engineering], 2016, no. 1(106), pp. 44-53. DOI: 10.18698/0236-3941 -2016-1 -44-53 (in Russian)
8. Tumashev R.Z., Molyakov V.D., Lavrent'ev Yu.L. Increasing the efficiency of compressor stations at main gas pipelines. Vestnik MGTU im. N.E. Baumana. Mashinostroenie [Herald of the Bauman MSTU. Mechanical Engineering], 2014, no. 1(94), pp. 68-79 (in Russian).
9. Shafikov G.A., Molyakov V.D. Conversion of aircraft dual-flow turbojet into peak power plant. Aerokosmicheskij nauchnyj zhurnal [Aerospace Scientific J.], 2017, vol. 3, no. 2, pp. 1-16. DOI: 10.24108/aersp.0217.0000062 (in Russian)
10. Gulina S.A., Avdeev V.M., Vereshchagina I.V., Shepelov V.I., Gulina A.S. Alternative of the driving electric motor for oil pumps of oil pumping station. Vestnik Samarskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta. Ser.: Tekhnicheskie nauki [Vestnik of Samara State Technical Univ. Technical Sciences Ser.], 2016, no. 2(50), pp. 139-149 (in Russian).
11. Inozemtsev A.A., Hajrullin M.F. New technical solutions for the project "Sakhalin-2". Permskie gazovye turbiny. Energetika i transport gaza [Perm Gas Turbines. Energy and Transport of the Gas], 2010, no. 17, pp. 28-31 (in Russian).
12. Inozemtsev A.A. GTNA "URAL-6000" gas turbine pumping unit - new technology solutions for "Sakhalin-2"project. Tiazheloe mashinostroenie [Heavy Machinery], 2010, no. 3, pp. 2-5 (in Russian).
13. Troshin G.A., Petrov A.I. Methods of modification of the flow part of the oil-trunk pumps OM. Inzhenernyj vestnik [Engineering Bulletin], 2014, no. 11, pp. 87-92. Available at: http://engbul.bmstu.ru/doc/744967.html, accessed 15.12.2017 (in Russian).
14. Nasos NM 10000/1,25-210-2.1: Tekhnicheskie kharakteristiki [Pump NM 10000/1,25-2102.1. Specifications]. Available at:
http://www.hms.ru/pumps catalog/detail.php?ELEMENT ID=5005, accessed 1.06.2017 (in Russian).
15. Metodika rascheta ustavok po minimal'nomu davleniyu na vkhode NPS: rukovodiashchij document RD23.080.00-KTN-064-10 [The methods of calculating setpoints at minimum inlet pressure NPS: The guidance document RD-23.080.00-KTN-064-10]. 2010. 31 p. (in Russian).
16. Kolpakov L.G., Aitova N.Z., Eronen V.I. Metodika rascheta napornykh kharakteristik i perescheta parametrov tsentrobezhnykh nasosov magistral'nykh truboprovodov pri izmenenii chastoty vrashcheniia i viazkosti perekachivaemoj zhidkosti: rukovodiashchij document RD-39-30-990-84 [The method of calculating the discharge characteristics and the recalculation of parameters of centrifugal pumps of oil pipelines in the change of the rotational speed and viscosity of the pumped liquid: The guidance document RD-39-30-990-84]. Ufa, 1984 (in Russian).
17. Lomakin A.A. Tsentrobezhnye i osevye nasosy [Centrifugal and axial flow pumps]. 2nd ed. Moscow; Leningrad: Mashinostroenie Publ., 1966. 364 p. (in Russian).
18. Molyakov V.D., Tumashev R.Z. Justification of layouts and parameters of highperformance gas turbine units for small power engineering. Izvestiia vysshikh uchebnykh zavedenij.Mashinostroenie [Proc. of Higher Educational Institutions. Machine Building], 2012, no. 10(631), pp. 52-58. DOI: 10.18698/0536-1044-2012-10 (in Russian)
19. Molyakov V.D., Osipov M.I., Tumashev R.Z. Increasing efficiency of operation modes of gas-turbine engine. Vestnik MGTU im. N.E. Baumana. Mashinostroenie [Herald of the Bauman MSTU. Mechanical Engineering], 2006, no. 3(64), pp. 80-95 (in Russian).
20. Teoriia i proektirovanie gazoturbinnykh i kombinirovannykh ustanovok [Theory and design of gas turbine and combined plants]: a textbook / A.N. Arbekov, A.Yu. Varaksin,
V.L.Ivanov, E.A. Manushin a.o.; ed. by A.Yu. Varaksin. 4th ed. Moscow: Bauman MSTU Publ., 2017. 678 p. Available at: http://ebooks.bmstu.ru/catalog/129/book1726.html, accessed 15.08.2017 (in Russian).
21. Mikhal'tsev V.E., Molyakov V.D. Raschet parametrov tsikla pri proektorivanii gazoturbinnykh dvigatelej i kombinirovannykh ustanovok [The calculation of cycle parameters in the design of gas turbine engines and combined plants]: a textbook / Ed. by I.G. Surovtsev. Moscow: Bauman MSTU Publ., 2014. 58 p. Available at: http://ebooks.bmstu.ru/catalog/129/book61.html, accessed 17.12.2017 (in Russian).
