авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

«ФГБОУ ВПО «САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ ГАГАРИНА Ю.А.» На правах рукописи ЛЕНЬКОВА Александра ...»

-- [ Страница 4 ] --

Снижение производительности установок производства серы до 50 % при перераспределении фазового состава сырья в сторону увеличения количества газового конденсата ( k кгф =0,45 кг/м3) стабилизирует потребление топлива во внешней сети на выработку тепловой энергии при незначительном увеличении его потребления на выработку электроэнергии (линии 3 и 4 при произво дительности 50 % на рис. 3.22).

Значения удельных показателей расхода газа при изменении k кгф приведены на рис. 3.23.

а) б) а – 1–4 – для состава I при соответствующем значении k кгф = 0,25;

0,35;

0,4;

0,55 кг/м3;

5,6 – для составов II и III соответственно при k кгф =0,35 кг/м3;

б – для состава I при производительности 50 и 10 % Рис. 3.23. Удельное топливопотребление внешней сети в зависимости от конденсатно-газового фактора и производительности Анализ полученных динамических характеристик ГС показывает, что с увеличением доли газового конденсата в перерабатываемом УВС повышается собственное топливопотребление ТС ГПП и уменьшаются затраты топлива для внешних систем обеспечения ЭР, что согласуется с данными, приведенными в разделе 2.4.1.

Климатический фактор при переработке высокосернистого УВС ограничивает производительность установок производства серы по показателю рассеивания выбросов печей дожига уходящих технологических газов. Этот фактор учитывается зависимостью (2.51).

Выводы, сделанные в разделе 2.3 (рис. 2.5), о значении климатического фактора в системе возмущающих воздействий на показатели топливо потребления внешнего источника ЭР иллюстрирует рис. 3.24, где приведены результаты расчета расхода топливного газа на выработку тепловой и электрической энергии для ГПП, перерабатывающего сырье состава I со степенью конверсии X H 2 S =0,996 и k кгф =0,35 кг/м3. Динамика удельного топливопотребления внешней системы показана в диапазоне значений числа часов эксплуатации с неблагоприятными климатическими условиями – ч/год при переменной производительности.

н =108– Рис. 3.24. Удельное топливопотребление внешней сети в зависимости от н и производительности Анализируя приведенные на рис. 3.24 данные, получаем диапазон влияния климатического фактора на удельное потребление топлива в н системе внешнего энергоснабжения, который составляет 2,5–5,0 %. При этом, с уменьшением количества сырья в установках производства серы влияние кли матического фактора возрастает, что связано с двойным ограничением выра ботки тепловой энергии в энерготехнологических агрегатах ТС – см. (2.51).

Выполненный многофакторный анализ динамики потребления топлива во внешнем источнике ЭР показывает, что одним из основных направлений совершенствования ЭТБ системы является, как было отмечено ранее, максимальное использование некондиционных горючих газов производств с минимизацией потребления товарного газа. Системная эффективность внешнего источника тепловой энергии при его эксплуатации в тандеме с многопрофильным ГПП (например, АГПЗ) оценена на основании обобщенного ЭТБ (рис. 3.25). Значения тепловых потоков на этом балансе приведены в условных единицах – т у. т./ч. В дополнение к принятым обозначениям производств и установок на рис.3.25 обозначены:

– давление пара: VH – высокое;

VS1 – среднее;

VB – низкое;

– ЦПС – цех пароснабжения предприятия;

– РОУ – редукционно-охладительная установка.

Анализ обобщенного ЭТБ АГПЗ показывает, что при достаточно высоком КПД собственно котельной – около 82 %, эффективность использования топлива, подведенного к внешнему источнику, очень низка, поскольку его потенциал расходуется на покрытие потерь в системе теплоснабжения предприятия. Отсюда следует, что основной потенциал повышения системной эффективности ГС ГПП сосредоточен во внутрипроизводственных источниках и потребителях ТЭР и может быть реализован при оптимизации структуры и режимов эксплуатации ЭК и ТС.

Наряду с многофакторным анализом потребления и генерации топливного газа в ТС ГПП и внешней системе обеспечения ЭР, выполнен анализ нормативного потребления топлива и генерация горючих технологических газов на уровне установок с учетом коэффициентов загрузки оборудования.

Теплота Топливо процесса 32, 170, Котлы энерготехнологические, пар VS Котельная 19, Потери 16, Котлы 64, энерготехнологические, пар VB 17, 5, 0, 2, 1, 5, с/н Пр-во 2, Коллектор VS 69, РОУ-VH/VS с/н ЦПС АТ, ВП, Потери ГФУ ГО КР 71, 5, 3, 0, с/н Пр-во Коллектор VB Пр-во 2 У1, 1, Обогрев VS1/VB Факелы РОУ 65, 76, 17, 22, 14, 35, 1, Потери Технология Пр-во 2 У- Пр-во 1 У- Обогрев АВО 2, Система VB 3, Рис. 3.25. Обобщенный приведенный ЭТБ АГПЗ с трехуровневой системой теплоснабжения ЭК и внешним источником тепла Для систем промышленного производства нормативное потребление топливного газа определялся как интегральный показатель в виде диапазона значений, учитывающий расход различных нормообразующих потоков для соответствующих технологических производств и динамичные условия эксплуатации, включающие пуск установок, продувку аппаратов и отсутствие связного регулирования параметров в отдельных огнетехнических агрегатах и факельных системах, когда потребление топлива не зависит от производительности агрегата.

На рис.3.26 показаны диапазоны нормативных значений часовых расхо дов топливного газа Vнорм... Vнорм рассмотренных выше наиболее крупных min max топливопотребляющих установок, факельных систем и установок по утилиза ции отходов в сопоставлении с фактическими значениями за последние три полных года эксплуатации.

а) б) 1–6 – то же что на рис. 3. Рис. 3.26. Диапазоны нормативного потребления топливного газа в сопоставлении с фактическим потреблением установок с различным режимом эксплуатации во времени:

а – переменным;

б – постоянным Разность максимального и минимального значений нормативного потребления топливного газа для приведенных установок max min Vнорм Vнорм V составляет соответственно:

тыс. м3/ч % 2 Производство 3 7,88 23, 3 У3 Производство 2 2,06 15, 6 Факельная система 0,09 1, АТ 6,60 29, ГО (гидроочистка) 1,37 24, КР 2,11 29, Большой диапазон нормируемого топивопотребления связан с тем, что как было отмечено ранее, топливный газ является внутрипроизводственным энергоносителем, теплота сгорания которого может изменяться. Поэтому в проектных балансах предприятий указывается его потребление в количестве, соответствующем той теплоте, которую необходимо подвести к технологическим установкам для осуществления высокотемпературных огнетехнических процессов при различных вариантах производительности. Так для производств АГПЗ изменение балансов по топливному газу (без сезонной динамики) практически совпадают с проектными изменениями производительности (таблица 3.2).

Таблица 3.2 – Баланс потребления топливного газа проектный, % Вариант производительности АГПЗ, % Наименование установки, производства 100 (базовый) Производство серы 76,1 66, Установки: стабилизации конденсата и обработки стоков;

промывки и компримирования газов 1,9 1, стабилизации и дегазации конденсата Установки осушки и отбензинивания газа 21,2 18, Факельные системы 10,4 10, Прочие 2,8 2, Всего 112,4 100, Показатели абсолютного и удельного потребления топливного газа установками и производствами зависят от расхода технологического потока по которому выполняется расчет. В основном в качестве такой характеристики принимается расход основной товарной продукции или сырья. Для оценки эффективности использования газа по отдельным производствам и определения потенциала газосбережения выполнены расчеты показателя (2.17), о характеризующего относительное отклонение фактического потребления от нормализованного (положительное значение соответствует перерасходу о топливного газа). Результаты расчета для отдельных производств приведены на рис. 3.27.

О, % 200 155, 150 88, 70, 23, - - 1 2 3 4 5 Установки: 1 – АТ, ВП, ГФУ;

2 – гидроочистки;

3 – КР;

4 – стабилизации конденсата;

5 – осушки и отбензинивания газа;

6 – производства серы Рис. 3.27. Показатель эффективности использования топливного газа по сравнению с проектным значением Анализ топливопотребления установок показал, что суммарное положительное отклонение =139,3% (перерасход газа) имеют установки О переработки конденсата (1–3). Причем, из сети товарного газа эти установки потребляют немногим менее 50 % от общего потребления топлива на технологические нужды. Значительный потенциал повышения эффективности использования газа имеют установки стабилизации конденсата с перерасходом 225 %, потребляющие из сети 22,3 % общего количества газа, расходуемого установками его переработки.

Выполненный многофакторный системный анализ ГС ЭК ГПП показывает, что динамичная эксплуатация оборудования ТС и ЭК ГПП при оптимальных затратах топлива в системе не может быть в полной мере обеспечена при ее взаимосвязи с внешним генерирующим энергоисточником существующей структуры и требуется разработка направлений совершенствования ЭК ГПП, основным из которых является создание ЭСН с утилизационными установками нового поколения, использующими в качестве топлива низкопотенциальные горючие отходы производств.

Глава 4. Экономическая эффективность интеграции систем утилизации горючих газов с энергетическим комплексом газоперерабатывающих предприятий 4.1 Направления рационализации топливного баланса предприятий газопереработки Разработка направлений совершенствования ГС с целью повышения ее эффективности в структуре ЭК ГПП выполнена на основании результатов термодинамического и многофакторного анализа ЭТБ. Поскольку, как было показано, рассматриваемый объект является динамической системой, функционирующей с распределенными во времени и пространстве переменными, оценка направлений его совершенствования осуществлялась по разработанному комплексу показателей – (2.13) – (2.22), (2.34), (2.58), (2.66). В качестве базового варианта рассматривался существующий объект на соответствующем уровне иерархии – производство, установка, ГПП с внешней системой обеспечение ЭР, по характеристикам которого определялся ресурс оптимизации топливного баланса. Так для АГПЗ в табл.4.1 приведены нормализованные (оптимальные) и фактические значения удельной энергоемкости (2.14) и коэффициенты рационализации балансов (2.18), (2.19) систем и ЭК ГПП в целом.

Таблица 4.1 – Удельная приведенная энергоемкость Eн, Eф основных производств и внешней системы обеспечения ЭР АГПЗ Фактическая E ф Нормализованная E н Кр, Назначение использования кг у. т. кг у. т.

топливного газа % % % 1000 м3 УВС 1000 м3 УВС ТС и ЭК ГПП 38,4 97,8 38,9 99,1 +1, Выработка тепловой энергии 56,3 143,3 56,8 144,6 +0, Выработка электроэнергии 5,3 13,6 7,3 18,2 +33, ГПП и источник ЭР 100 254,7 103,0 261,9 +2, Потенциал повышения энергетической эффективности (полный P и технически реализуемый PT ) определялся по (2.16). Значения этих показателей по назначению использования топлива в системе ЭК АГПЗ с обеспечивающим источником ЭР приведены в табл. 4.2.

Таблица 4.2 – Потенциал повышения энергоэффективности ГС Потребление, т у. т./год Назначение использования P* PT * топливного газа Фактическое Нормализованное 249,8 84, Технология ТС и ЭК ГПП 1113,2 863, 22,4 7, 15,6 5, Выработка электроэнергии 228,1 212, 6,8 2, 122,7 42, Выработка тепловой энергии 1384,6 1261, 8,9 3, 388,1 132, ГПП и источник ЭР 2725,9 2337, 14,2 4, * в числителе – тыс. т у. т./год;

в знаменателе – % от фактического топливопотребления Анализ технической реализации потенциала повышения эффективности ГС ЭК ГПП (на примере АГПЗ) показывает, что основное направление, позволяющее получить наиболее существенную системную экономию топливных ресурсов, связано с разработкой технических решений по утилизации горючих отходов в ТС и ЭК – до 7,6 % от суммарного потребления в этих системах.

Второе направление повышения системной эффективности ГС ЭК ГПП включает широкий круг вопросов совершенствования теплотехнической системы – более глубокую утилизацию ВЭР, децентрализацию теплоснабжения с интеграцией источника и потребителя тепловой энергии, уменьшение множественного редуцирования пара для многоуровневых систем и многие другие вопросы структурной и параметрической оптимизации. Реализация технических решений в данном направлении позволяет уменьшить топливопотребление на 3,4 %.

Третье направление связано с комплексом решений по совершенствованию электротехнической системы ЭК. Причем, разрабатываемые технические решения этого направления в большей степени относятся к основным и вспомогательным технологическим производствам ТС и ЭК – водоснабжения, производства сжатого воздуха и холода, системам регенерации механической энергии, а также вопросам внедрения альтернативного газотурбинного и паротурбинного привода.

Очевидно, что три основных направления совершенствования ЭК взаимосвязаны, а разрабатываемые технические решения носят комплексный характер, поэтому для корректной оценки системной эффективности был сформирован векторный критерий, так называемая функция «полезности» U, с использованием метода анализа иерархий (МАИ) [154] n ui, (4.1) U i i где u i – значение i -го критерия эффективности ui, отнесенное к его экстремальному значению в группе альтернативных вариантов uextr технических решений;

u i ui uextr ;

n – количество частных критериев эффективности разрабатываемых решений по повышению энергоэффективности ГС;

– элементы вектора коэффициентов относительной важности (рангов) i частных критериев.

Вектор приоритетов W определяется на основании 1, 2,..., n вычислений среднего геометрического каждой строки матрицы парных сравнений частных критериев n / gij, (4.2) n i j где gij – элемент i -й строки j -го столбца матрицы парных сравнений частных критериев.

Элементы вектора приоритетов получаются известным способом – делением на сумму средних геометрических n / /. (4.3) i i i i В качестве частных критериев эффективности были приняты коэффициенты рационализации балансов – ЭТБ К рЭT Б (2.18), топливного К рT (2.19), водопотребления (2.20), водоотведения К рC К рW (2.21), характеризующие энерготехнологическую эффективность рассматриваемого варианта ГС ЭК ГПП в группе альтернатив, как для проектируемых объектов (структурная и параметрическая оптимизация), так и для условий эксплуатации действующих предприятий (параметрическая оптимизация).

Технико-экономическая эффективность решений по совершенствованию ГС ЭК ГПП определялась по интегральному эффекту (2.58) и Э дисконтированному сроку окупаемости инвестиций Tок (2.63).

Для определения элементов вектора приоритетов составлена матрица парных сравнений частных критериев эффективности (табл. 4.3), позволяющая ранжировать технические решения относительно основной цели – повышения системной энергетической эффективности ГС в составе ЭК ГПП.

Таблица 4.3 – Матрица парных сравнений критериев эффективности Частный критерий К рT К рC К рW Э K рЭТ Б TOK эффективности 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6, K рЭТ Б К рT 0,500 1,000 2,000 3,000 4,000 5, К рW 0,333 0,500 1,000 2,000 3,000 4, К рC 0,250 0,333 0,500 1,000 2,000 3, Э 0,200 0,250 0,333 0,500 1,000 2, 0,170 0,200 0,250 0,333 0,500 1, TOK В результате расчета по (4.2) и (4.3) получены значения элементов вектора приоритетов для составленной матрицы парных сравнений частных критериев:

Критерий Критерий / / i i i i К рC 2, K рЭТ Б 0,381 0,79 0, К рT Э 1,98 0,252 0,51 0, К рW 1,26 TOK 0,160 0,34 0, Проверка полученных элементов вектора рангов выполнена по значению отношения согласованности OC, которое должно быть не более 0,1 (10 %).

Последовательность расчетов следующая [154].

Определяется максимальное собственное значение матрицы по max приближенной формуле n n n, (4.4)...

max 1 i1 2 i2 n in i1 i1 i n n n где – сумма элементов соответствующего столбца матрицы i1, i 2,... in i1 i1 i парных сравнений (табл. 4.3).

Рассчитывается индекс согласованности ИС n 1. (4.5) n max Определяется отношение согласованности ИС S, (4.6) OС где S – значение случайной согласованности матрицы;

S =1,24 для матрицы 6-го порядка [154].

Для составленной матрицы имеем следующие показатели согласованности: ИC =0,026 (2,6 %);

OC =0,021 (2,1 %10 %).

После подстановки полученных значений элементов вектора приоритетов в (4.1) получим зависимость для векторного критерия оценки любого технического решения по повышению эффективности ГС ЭК ГПП U 0,381 K рЭТБ 0,252 K рТ 0,16 K рW 0,101 K рC (4.7) 0,064 Э 0,043 Т ок.

В соответствии с основными направлениями повышения энергетической эффективности объекта были разработаны технические решения по утилизации горючих низкопотенциальных газов установок ТС и варианты структуры ЭК ГПП различной технологической топологии, реализующие принципы максимальной замкнутости по энергетическим и водным ресурсам, с оценкой этих решений по векторному критерию [55, 56, 62, 106, 107, 124].

4.2 Разработка технических решений и оценка экономической эффективности утилизации горючих газов в технологических установках газоперерабатывающих предприятий Проведенный термодинамический анализ технологических установок во взаимосвязи с ГС и ЭК и многофакторная оценка потенциала повышения энергетической эффективности показали, что наиболее значимого глобального оптимума при рационализации ЭТБ можно достичь при структурной и параметрической оптимизации установок переработки газового конденсата (рис. 2.14), где эксергетические потери достигают 23 %, и блоков огневой регенерации абсорбентов установок осушки газа (рис. 2.15) с эксергетическими потерями 19 %. В настоящем исследовании рассмотрен последний тип установок, входящих в структуру ТС не только ГПП, но и предприятий подготовки и транспорта газа и газового конденсата, в сепарационном и регенерационном оборудовании которых образовываются углеводородные газы стабилизации и дегазации технологических потоков углеводородов и абсорбентов.

Установки регенерации абсорбента, как правило, включают в себя (рис. 4.1) последовательно расположенные по ходу потока регенерируемого абсорбента дегазатор-разделитель ДР;

блок огневой регенерации с жаротрубным испарителем ОИ и установленной на его корпусе ректификационной колонной К-1;

воздушный охладитель-конденсатор водяных паров ВХ-1;

рекуперативный теплообменник-нагреватель Т-1 насыщенного абсорбента (АН). В состав УРА входят также насосы абсорбента Н-1, Н-2 и емкости Е-1, Е-2. В качестве топлива в испарителе используется преимущественно природный газ из сети предприятия и частично некондиционные газовые смеси переменного состава. Удельное потребление топливного газа на собственные технологические нужды производств достигает 17–94 м3 на 1000 м3 переработанного газофазного сырья и 10–20 м3 на 1 т газового конденсата.

ВХ- Газ регенерации Пар Газ дегазации К- Насыщенный ОИ абсорбент ДР свежий Е- абсорбент АН на регенерацию Дренаж К- АР на рециркуляцию Топливный газ Т- Е- АР Н- Н-2 ВХ- ДР – дегазатор-разделитель;

ОИ – огневой испаритель;

К-1, К-2 – ректификационные колонны;

Т-1 – теплообменник;

ВХ-1, ВХ-2 – аппараты воздушного охлаждения;

Е-1–Е-2 – емкости;

Н-1, Н-2 – насосы;

АН, АР – абсорбент насыщенный и регенерированный Рис. 4.1. Функциональная схема УРА с огневым испарителем Проведенный анализ действующих предприятий, имеющих в своем составе УРА, выявил негативную тенденцию увеличения удельного потребления топливного газа на собственные нужды, что связано не только с изменением состава исходного сырья, увеличением глубины его переработки и повышением качества получаемой продукции, но и с невысокой степенью утилизации теплоты регенерированного абсорбента и отсутствием технических решений по утилизации горючих отходов (газов дегазации и регенерации) и стоков.

Одним из способов, позволяющих уменьшить потребление газа на собственные нужды, повысить энергетическую эффективность УРА, оптимизировать их топливный баланс и уменьшить себестоимость подготовки газа является создание технологии утилизации горючих отходов и разработка соответствующего нестандартного оборудования. Альтернативные варианты схемных и параметрических решений УРА представлены на XXIV Международной научной конференции «Математические методы в технике и технологиях» ММТТ-24 (школа молодых ученых и программы У.М.Н.И.К.) в 2011 году [50], по результатам конкурса которой выигран грант на выполнение НИОКР «Разработка технологии утилизации горючих отходов в блоке регенерации абсорбента установок подготовки газа» (ГК № 9553р/ от 04.07.2011).

При выполнении НИОКР [106, 107] разработана и запатентована установка с утилизацией горючих отходов [62], в которой достигается снижение удельного потребления топлива на регенерацию абсорбента, уменьшается токсичность уходящих дымовых газов, а также увеличивается срок межремонтной эксплуатации оборудования. Принципиальная схема одного из вариантов технологических схем УРА в составе установок осушки газа приведена на рис. 4.2.

Повышение энергетической эффективности разработанной УРА достигается за счет использования газов дегазации в виде топлива, перепада давления потока насыщенного абсорбента в детандере-генераторе с выработкой электроэнергии на его технологический нагрев перед дегазацией, улучшения разделения насыщенного абсорбента и газового конденсата в дегазаторе разделителе и емкости регенерированного абсорбента с отводом газового конденсата по отдельной линии, нейтрализации промышленных стоков – воды промывки оборудования, отсепарированной воды с установки осушки, и верхнего продукта регенерационной колонны испарителя.

Термическое обезвреживание в нейтрализаторе промышленных стоков исключает загрязнение литосферы при их подземном захоронении и повышает экологическую безопасность УРА. При регенерации на предлагаемой установке абсорбента, содержащего соединения серы (например, сероводород) повышение ее экологической безопасности обеспечивается путем подачи из емкости Е-4 реагента на вход устройства для промывки (очистки от оксидов серы) дымовых газов, размещенного на дымовой трубе нейтрализатора.

Отработанный реагент подается на термическое обезвреживание в нижнюю часть нейтрализатора промстоков, сухой остаток из которого, неопасный для литосферы, может быть, в зависимости от состава остатка, захоронен на полигоне твердых промотходов или использован для целей производства строительных изделий.

Газы дегазации Верхний продукт колонны ВХ-1 Дымовые газы К-1 Э Газ топливный Дренаж УПД абсорбент Ш со склада ОИ ДР Т- Вода техническая Конденсат АН НПС газовый Реагент Реагент концентрированный Е- ВХ- ЭН Ф Т-2 ДГ Е- А А Н Н- Р Н-2 Конденсат Дренаж АР газовый НПС – нейтрализатор промышленных стоков;

Т-2 – теплообменник-утилизатор;

ДГ – детандер-генератор;

Е-3 – емкость приготовления реагента;

УПД – устройство промывки дымовых газов;

Ф – фильтр;

Ш – шибер;

Э – эжектор;

ЭН – электронагреватель;

остальное – то же, что на рис. 4. Рис. 4.2. Принципиальная схема УРА с утилизацией горючих отходов и стоков Установка может эксплуатироваться при различной производительности по регенерированному абсорбенту и составе газа, в том числе при осушке газов, содержащих сероводород.

В соответствии с нормами технологического проектирования ГПП [88] разработаны технические требования на проектирование нетипового оборудования УРА и схемы управления параметрами – трехфазного сепаратора (дегазатора-разделителя), нейтрализатора и горелочных устройств огневого испарителя и нейтрализатора [106, 107]. Выбор принимаемых конструктивно параметрических решений осуществлялся на основе приведенных в гл. 2 и методов, математических моделей генерации и потребления газа в элементах систем топливообеспечения ЭК, специализированных программных модулей расчета основного и вспомогательного оборудования [61, 63, 64], приложение Е: рис. Е.16–Е.18. Результаты проведенных работ опубликованы и доложены на международных конференциях [58, 63, 65, 66, 145, 146, 149, 151].

Изготовлены также опытные образцы горелочных устройств [106], на одно из которых получен патент [56], и проведены их огнетехнические испытания, подтвердившие соответствие оборудования требованиям ГОСТ 21204-97 «Горелки газовые промышленные. Общие технические требования», предъявляемым к промышленным инжекционным газовым горелкам.

Оценка эффективности разработанных альтернативных вариантов УРА выполнена для проектируемых и эксплуатируемых объектов по системе приведенных выше энерготехнологических, технико-экономических показателей и векторному критерию U.

Рассмотрим УРА производительностью 5 м3/ч по регенерированному раствору диэтиленгликоля – ДЭГ, входящую в состав предприятий подготовки газа к транспорту.

Материальный баланс УРА составляется путем решения системы уравнений (3.12) с учетом (3.22)–(3.28).

ЭТБ представлен упрощенной зависимостью T P T P T P / k b B /jt k Э N Эjt k b B jt k Э N Эjt k Э N Эjt k b B jt, (4.1) t 1j 1 t 1j 1 t 1j где N Эjt, B jt – количество потребленной электрической энергии и топливного газа в j -м элементе за время t, равное сумме полезно использованных ресурсов – N Эjt и B /jt соответственно, и потерь / B jt ;

kЭ, k b – N Эjt, коэффициенты пересчета потребления электроэнергии и топливного газа из натуральных единиц в т у. т.;

T – расчетное время эксплуатации УРА;

В результате получены следующие расходные характеристики материальных потоков, кг/ч, для варианта малосернистого осушаемого газа – абсорбент (раствор ДЭГ):

насыщенный 6724, регенерированный 6690, – газ:

дегазации 10, регенерации 5, – верхний продукт колонны испарителя 34, – дренаж 8, В качестве базового варианта I рассмотрена УРА без утилизации горючих отходов. Два других альтернативных варианта II и III, с утилизацией горючих отходов, рассчитаны для условий осушки малосернистого газа и газа, содержащего повышенное количество сероводорода. Состав топливного газа для этих вариантов, % по объему:

СН4 С 2 Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 СО2 Н2 О Н2 S N I 88,13 3,999 1,7 0,5 0,15 0,01 0,015 0,0005 5, II 85,94 5,47 2,64 0,87 0,28 0,018 0,059 0 4, III 82,13 6,23 3,65 1,81 1,191 0,037 0,51 0,013 4, Расходы топливного газа, м3/с, для приведенных составов топлива:

Газ из сети Горючие отходы Суммарное потребление I 0,013962 0 0, II 0,00998 0,00331 0, III 0,0077 0,00432 0, При сжигании в нейтрализаторе утилизируемых горючих газов, содержащих сероводород, для обеспечения экологической безопасности установки в качестве реагента подается известковая вода, распыливаемая форсунками в поток уходящих дымовых газов. Утилизируемый горючий газ имеет следующий средний компонентный состав, % по объему:

СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 СО2 Н2О Н2S N 27,956 16,921 18,068 15,206 14,203 0,304 6,906 0,197 0, Материальный баланс УРА дополняется в этом случае потоками известковой воды – 0,054 кг/ч (в расчете на сухую массу Са(ОН)2), и CaSO4 2Н2О – 0,0657 кг/ч.

Сопоставление показателей эффективности вариантов УРА с утилизацией отходов различного состава (II и III) и базового варианта без утилизации (I) выполнено по значениям коэффициентов рационализации энерготехнологиче ского и топливного балансов – K рЭТ Б и K рТ, интегральному эффекту Э и его составляющим. Результаты расчета приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4 – Технико-экономические показатели вариантов УРА Показатель, единица измерения I II III Расход топливного газа из внешней сети, м3/ч 50,3 35,9 27, Капитальные затраты на оборудование, % 100 152 Годовые издержки на эксплуатацию, % всего, в том числе: 100 95,61 93, – топливный газ 15,70 11,12 8, – электроэнергия 15,05 14,46 14, – оплата промышленных отходов 1,14 0,93 0, – заработная плата и социальные нужды 31, – амортизация, ремонт 35,67 36,63 36, – прочие издержки 1,07 1,10 1, Функция Э (T =10 лет), % 100 122,9 195, Срок окупаемости TOK, лет 2,9 2, Коэффициенты рационализации балансов:

– энерготехнологического 1,051 1, – топливного 1,049 1, 0,846 0, Векторный критерий эффективности U Удельное потребление топливного газа (на 1000 м3 газа, подаваемого на осушку) составит 0,317 м3, что на 0,178 м3 меньше, чем в установках без утилизации газов дегазации.

Для установки производительностью 43,3 тыс. т/год по регенерируемому абсорбенту интегральный эффект от внедрения предложенных решений составит около 2 млн. рублей при сроке окупаемости дополнительных капитальных затрат, не превышающем трех лет.

Анализ полученных результатов и данных имитационного моделирования режимов эксплуатации ряда действующих блоков осушки установок комплексной подготовки и переработки газа и газового конденсата показал, что их модернизация с целью повышения эффективности использования собственных горючих отходов позволит снизить потребление топливного газа из сети предприятия на 30-40 %, уменьшить загрязнение окружающей среды промышленными стоками и сократить эксплуатационные издержки при подготовке природного и технологических газов.

4.3 Экономическая эффективность создания источника тепло энергоснабжения на базе горючих отходов предприятий газопереработки В соответствии с современной концепцией развития ГС ЭК ГПП, базирующейся на принципах максимального использования вторичных энергетических ресурсов, в том числе ГО, сжигаемых в факельных системах, минимизации водопотребления от внешнего источника и водоотведения в основных и вспомогательных процессах путем организации замкнутых технологических циклов в каждый период функционирования предприятия, включая строительство, эксплуатацию, вывод из эксплуатации, была разработана система тепло-электро-водоснабжения (СТЭВС), (рис. 4.3). В основе СТЭВС лежат разработанные и запатентованные комплексные решения энергетической эффективности и экологической безопасности с учетом взаимосвязи технологических производств и систем генерации и потребления энергоресурсов, водоснабжения и утилизации ГО и стоков [55].

* * ГД УП 7 8 ** ВК Д ДГ 16 ГТ ДГ ПВ ОВ Д 1 ГТ Д ТП 13 ХВП ДГ ГТ2 ГК1 ВТ Д ГК2 3 В Оборудование: – нейтрализатор промстоков огневой;

2 – парогенератор;

3 – технологический блок: газоперекачивающий агрегат (ГПА) с газотурбинным приводом;

– котел-утилизатор ГПА;

5 – паротурбинный привод;

6 – электрогенератор;

7 – теплообменник-конденсатор;

8 – конденсатор воздушного охлаждения;

9, 10, 11, 15 – насосы: теплоснабжения, питательный, пароструйный, погружной;

12 – охладитель водяного конденсата;

13 – фильтр;

14 – емкость;

16 – эжектор газовый;

17 – технологический аппарат (огневой испаритель, подогреватель) Технологические потоки: В – воздух;

ВК – конденсат водяных паров;

УП – углеводородный термически утилизируемый продукт (газы регенерации);

ВТ – вода техническая;

ГД – газы дегазации на термическое обезвреживание;

ГК1, ГК2 – компримируемый газ;

ГТ1, ГТ2, ГТ – газ топливный: на нейтрализатор промстоков, в камеру сгорания ГПА, из топливной сети;

Д – дренаж;

ДГ1, ДГ2, ДГ3 – дымовые газы: нейтрализатора, на выходе ГПА, после котла утилизатора;

ОВ, ПВ – обратная, прямая вода системы теплоснабжения;

ХВП – вода на установку подготовки хозпитьевой воды;

ТП – технологический нагреваемый поток Рис. 4.3 Схема системы тепло- электро- водоснабжения ГПП Предлагаемая система является инновационной альтернативой существующей системе обеспечения ГПП, а так же объектов добычи и подготовки газа к транспорту тепловой, электрической энергией и водой, в которой первоначально вводится в эксплуатацию временная система электроснабжения с приводом от двигателей внутреннего сгорания, система водоснабжения от подземных источников и временная водогрейная отопительная котельная. При этом последний источник функционирует только в период ввода в эксплуатацию основного оборудования объекта, а в остальное время жизненного цикла предприятия или находится в консервации, или эксплуатируется с минимальными нагрузками в режимах с повышенным удельным потреблением первичных энергоносителей. Этих недостатков нет в разработанной нами СТЭВС, имеющей ряд технологических и аппаратурных преимуществ.

Повышенная энергоэффективность СТЭВС обеспечивается за счет полезного использования теплоты дымовых газов нейтрализатора 1 для генерации водяного пара в парогенераторе 2 и нагрева технологического потока в аппарате 17, и за счет использования теплоты высокотемпературного потока газов технологического блока 3 в котле-утилизаторе 4.

Использование в качестве топлива на горелках нейтрализатора газовых и жидкофазных горючих отходов, подаваемых на газовый эжектор 16, обеспечивает снижение удельного потребления топлива из сети товарного газа на совместную выработку (когенерацию) электрической и тепловой энергии и водоснабжение.

За счет термического обезвреживания в нейтрализаторе промстоков дренажа, отсепарированной воды и воды промывки оборудования повышается экологическая безопасность предприятия, поскольку исключается загрязнение литосферы при подземном захоронении промстоков.

Снижение затрат на водоснабжение обеспечивается использованием конденсата водяных паров в качестве рабочего тела паросилового блока, теплоносителя системы теплоснабжения и исходной воды системы хозпитьевого водоснабжения объекта.

Увеличение срока непрерывной работы СТЭВС по сравнению с существующей системой энерго- водообеспечения обусловлено высокой надежностью основного оборудования, комплектующего СТЭВС, не нуждающегося в замене или выводе в консервацию и используемого на всех этапах жизненного цикла предприятия, от начала строительства объекта до его вывода из эксплуатации.

Следует отметить, что нейтрализатор промстоков и утилизации горючих отходов может являться одним из элементов технологического блока предприятия, например блока регенерации абсорбента установок осушки газа.

В этом случае аппарат 17 представляет собой огневой испаритель абсорбента Кроме того, технологический блок 3 СТЭВС, содержащий [62].

газоперекачивающий агрегат с воздушным компрессором, газовой турбиной и камерой сгорания характерен лишь для предприятий, осуществляющих подачу газа в магистральный газопровод. Для объектов с отличной технологической структурой этот элемент или отсутствует, или содержит другое оборудование, например, огнетехнические агрегаты. Важным является только то, что на предприятии имеются горючие низкопотенциальные газы, промышленные стоки и потребители теплоты, электроэнергии и воды на технологические нужды основного и вспомогательного производств.

Для расчета и выбора стандартных аппаратов СТЭВС, проектирования нестандартного оборудования, формирования оптимальной структуры и режимов эксплуатации отдельных аппаратов и системы в целом используется разработанное информационно-аналитическое обеспечение, которое, как говорилось выше, содержит совокупность расчетно-информационных блоков, программных модулей и реляционную базу данных. Общая эффективность разработанной СТЭВС определена по многокритериальной методике оптимизации сложноструктурированного ЭК ГПП, приведенной в главе 2 с использованием разработанной информационно-аналитической системы оптимизации выработки и потребления энергоносителей (глава 3), реализующей определение показателей энергетической эффективности предприятий с любой технологической топологией.

Технические решения по аппаратурному оформлению разработанной СТЭВС и режимам эксплуатации оборудования зависят от технологической топологии объекта и требуют соответствующих расчетов, адаптированных к конкретным условиям жизненного цикла предприятия.

При этом решается как глобальная задача повышения энергетической эффективности предприятия с внедрением СТЭВС и организацией практически замкнутых циклов водопотребления, водоотведения и минимизацией потребления энергоресурсов от внешних источников, так и определяются локальные оптимумы энерго- и водопотребления в отдельных процессах и установках. Так, для отдельных технологических процессов ГПП, вариант энергообеспечения с использованием инновационной технологии СТЭВС в элементах установок позволяет снизить удельное потребление топливного газа из сети товарного газа на 36–54 % (таблица 4.5) и минимизировать потребление воды на технологию от внешнего источника по сравнению с вариантом традиционной схемы.

Таблица 4.5 – Показатели вариантов энерго- водоснабжения процессов* Первичная Сероочистка Показатель переработка газового Гидроочистка Риформинг газа конденсата Топливопотребление из сети товарного газа, 79,6–80,5 25,3–27,6 19,9–22, кг у. т./т 58,5–33,4 10,4–12,3 7,9–13, Водопотребление от внешнего источника, м3/т 0,036–0,070 0,034–0,048 0,024–0, 0,0033–0,0063 0,167–0,171 0,004–0,007 0,003–0, м3/1000м3 0,015–0, Водоотведение м3/т 0,046–0,064 0,034–0,036 0,021–0, 0,0014–0,0019 0,0016–0,002 0,002–0, 0,034–0, 3 м /1000м 0,002–0, * в числителе приведены показатели традиционной схемы, в знаменателе – СТЭВС В установках сепарации, осушки природного газа и его подготовки к транспорту при внедрении нейтрализатора промышленных стоков с утилизацией горючих отходов (элемент СТЭВС) удельное потребление топливного газа из сети товарного газа снижается с 0,12–0,13 до 0,072–0,076 кг у. т. на 1000 м3 сырьевого газа.

Реализация всей схемы СТЭВС на крупном ГПП или объекте добычи и подготовки газа к транспорту позволяет снизить удельный годовой расход топлива в системе на выработку 1 МВТ тепловой и электрической энергии на 12–14 %.

В таблице 4.6 приведены результаты сопоставительного анализа трех вариантов СТЭВС по частным критериям эффективности и функции «полезности» для действующих ГПП при модернизации их энергетического комплекса. В рассмотренных вариантах технологический блок 3 с котлом утилизатором 4 (см. рисунок 4.3) представлен газотурбинными установками (ГТУ) с выработкой электроэнергии для собственных нужд, а в силовом блоке устанавливаются паровые турбины К-6-2,4. Варианты отличаются составом тепло- электрогенерирующего оборудования:

1 – 3 турбины GT8C2, 3 котла КУ-93, 3 турбины К-6-2,4;

2 – 2 турбины V-64.3A и 2 котла КУ-120, 2 турбины К-6-2,4;

3 – 4 турбины GTX-100 и 4 котла КУ-60, 2 турбины К-6-2,4.

В качестве альтернативной замещаемой схемы энергообеспечения объекта принят вариант электроснабжения от системы с конденсационными электростанциями и теплоснабжения от производственной котельной.

Сопоставительный анализ показателей (табл. 4.5) рассмотренных вариантов позволяет сделать вывод о целесообразности внедрения в структуру ЭК ГПП СТЭВС с составом оборудования первого варианта.

Аналогичным образом с использованием методики многокритериального анализа и программного обеспечения определяется эффективность внедрения СТЭВС в структуру энергетического хозяйства любого ГПП, предприятия добычи и подготовки к транспорту УВС. Чистый дисконтированный доход, определенный за 10 лет расчете на 1 МВт электрической мощности в зависимости от типа предприятия составит 8,06–18,01 млн. руб./МВт(э), внутренняя норма доходности 22–26 %, индекс доходности 2,4–3,5 руб./руб., срок окупаемости инвестиций – от 7 до 9 лет.

Таблица 4.6 – Показатели эффективности вариантов СТЭВС Показатель, единица измерения 1 2 Коэффициент рационализации баланса:

– энерготехнологического К рЭT Б 0,255 0,316 0, – топливного К рT 1 0,881 0, – водопотребления К рW 0,916 0,912 0, – водоотведения К рC 0,974 0,973 0, Относительное значение:

1 0,448 0, – интегральный эффект Э 0,765 1 0, – срок окупаемости T ок 0,625 0,572 0, Функция «полезности» U Удельная экономия топлива 48,7 45,1 47, в системе, т у. т./МВт (э) год Реализация предлагаемых решений по энергосбережению в системах тепло- электро- и водоснабжения предприятий с использованием инновационной СТЭВС осуществляется поэтапно: разработка вариантов технологических схем;

режимная и параметрическая оптимизация оборудования и системы;

разработка технического задания на проектирование системы;

адаптация проекта для различной технологической топологии предприятий.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ И ВЫВОДЫ 1 Разработаны методические положения системного анализа энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий, позволившие впервые установить структуру и содержание внутренних и внешних взаимосвязей между технологическими процессами (конденсатно-газовый фактор, степень конверсии сырьевых потоков, производительность, климатический фактор, внутрипроизводственное топливопотребление), топливной системой и внутренними и внешними источниками энергообеспечения.

2 Предложена и обоснована система показателей эффективности топливо генерирующих и топливо потребляющих установок технологической системы в составе энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий на всех уровнях иерархии объекта, включающая технологические, термодинамические, экономические критерии, коэффициенты рационализации энерготехнологического баланса, и позволяющая определить рациональную структуру подсистем, а также объемы генерации и потребления отдельных видов энергоресурсов.

3 Разработан комплекс математических моделей, алгоритмов и расчетных программ расчета материального, топливного, энерготехнологического балансов и показателей энергетической эффективности системы топливоснабжения в составе энергетического комплекса предприятий газопереработки, позволяющий выполнить расчетные исследования эффективности генерации и потребления топливно-энергетических ресурсов на различных уровнях иерархии объекта – аппаратов, установок, производств, предприятия.

4 С использованием разработанных методик, алгоритмов и расчетных программ проведены расчетно-теоретические исследования влияния важней ших факторов и режимов работы установок переработки природного газа и газового конденсата на показатели системной эффективности системы топливоснабжения. Показано, что снижение производительности ГПП на 10% приводит к росту удельного системного расхода топлива на 5,2-8,1 % в зависимости от состава перерабатываемого сырья. Установлено влияние конденсатно-газового фактора на системную эффективность использования топлива для выработки тепловой энергии. Так, повышение конденсатно газового фактора в диапазоне 0,25–0,55 кг/м3 приводит к снижению потребления топлива от внешнего источника от 95 до 56 кг у. т. /млн. м товарного газа.

5 На основе многофакторного системного анализа системы газоснабже ния ЭК ГПП определены технически и экономически обоснованный потенциал повышения ее эффективности на примере Астраханского ГПЗ, а также основные направления системной экономии топливных ресурсов, связанных с разработкой технических решений по утилизации горючих отходов в технологических системах и энергетическом комплексе, который достигает 7,6 % от суммарного потребления топлива.

6 Предложена и запатентована установка регенерации абсорбента, обеспечивающая повышение энергетической эффективности за счет исполь зования газов дегазации в виде топлива и нейтрализации промышленных стоков – уменьшение удельного потребления топливного газа с 0,317 м3 до 0,178 м3 на 1000 м3 газа, подаваемого на осушку.

7 Разработан комплекс научно-технических решений по совер шенствованию топливной системы предприятий подготовки и переработки углеводородного сырья с утилизацией горючих отходов и промышленных стоков, позволяющий снизить удельное потребление топливного газа на 36– 54 %. Для объектов добычи, подготовки или переработки газа и газового конденсата внедрение инновационной ресурсоэффективной системы энергоснабжения позволяет снизить удельный годовой расход топлива в системе на 12–14 %, при этом удельная системная годовая экономия топлива составит 45–49 т у. т./МВт(э) год. Инвестиционная привлекательность предложенной системы энергообеспечения характеризуется следующими показателями – удельный чистый дисконтированный доход составит 8,06– 18,01 млн. руб./МВт(э), внутренняя норма доходности 22–26 %, индекс доходности 2,4–3,5 руб./руб., срок окупаемости инвестиций – от 7 до 9 лет.

Список использованных источников Аксютин, О.Е. Реализация современных энергосберегающих технологий 1.

в практической деятельности ОАО «Газпром»/ О.Е. Аксютин, А.Г. Ишков, И.А.

Яценко, Н.Б. Пыстина и др.// Газовая промышленность. -2012. - №10. - С. 86-89.

Ананенков, А.Г. Газовая промышленность России на рубеже XX и XXI 2.

веков: некоторые итоги и перспективы/ А.Г. Ананенков, А.М. Мастепанов. - М.:

ООО «Газоил пресс», 2010. – 304 с.

Андрющенко, А.И. Системная эффективность бинарных ПГУ-ТЭЦ// 3.

Теплоэнергетика. - 2000. - №12. – С. 11-15.

Бекиров, Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и 4.

нефтяных газов. – М.: Недра, 1980. – 293 с.

Белоусенко, И.В. Опыт применения нового электрогенерирующего 5.

оборудования на объектах ОАО «Газпром»/ И.В. Белоусенко, В.Б. Лезнов// Промышленная энергетика. - 2009. - №12. - С. 2-5.

Белоусенко, И.В. Управление надежностью электроснабжения объектов 6.

ЕСГ/ И.В. Белоусенко, С.В. Голубев, М.Д. Дильман, Л.С. Попырин// Газовая промышленность. - 2004. - № 7. - С. 64-66.

Бирюков, Б.В. О повышении эффективности производства 7.

электроэнергии на газотурбинных ТЭЦ/ Б.В. Бирюков, А.И. Ковалев// Промышленная энергетика. - 2011. - №7. - С. 34-36.

Быстрицкий, Г.Ф. Установки автономного и резервного 8.

электроснабжения// Промышленная энергетика. - 2008. - №2. - С.13-23.

Винокуров, М.А. Модернизацию Российской промышленности можно 9.

начать и с сырьевых отраслей// Экономика и управление. - 2011. Т. 69. - №7. С.3-6.

Гаврилова, А.А. Комплексный анализ эффективности использования 10.

капитальных, трудовых, топливных и водяных ресурсов генерирующего пред приятия// Вестник Самарского государственного технического университета.

Серия: Технические науки. - 2012. - №1. - С. 178-183.

Газовая промышленность ТЭК России на рубеже веков // Газовая 11.

промышленность. – 2011. - №6. – С. Горелки для трубчатых печей: Каталог: разработчик ВНИИНЕФТЕМАШ.

12.

– М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1985. – 20 с.

ГОСТ 31369–2008 Межгосударственный стандарт. Газ природный.

13.

Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава. – Введ. 2010–01–01.

ГОСТ 27322–87 Энергобаланс промышленного предприятия. Общие 14.

положения.

ГСССД 81–84 Газ природный расчетный. Таблицы стандартных 15.

справочных данных. – М.: Изд-во стандартов, 1985. – 15 с.

Демин, С.И. Автоматизированная система оперативного учета 16.

топливного газа/ С.И. Демин, А.В. Ионов, Е.А. Алимов// Автоматизация и IT в нефтегазовой отрасли. – 2010. - №1 – с. 21-24.

Долотовский, И.В. Системный анализ и повышение эффективности 17.

энергетического комплекса газоперерабатывающих предприятий: Дис…. канд.

техн. наук. - Саратов, 2009. - 249 с. - Библиогр.: с. 186-205.

Зайцев, А.И. Математическое моделирование источников энергоснабже 18.

ния промышленных предприятий / А.И. Зайцев, Е.А. Митновицкая, Л.А. Левин, А.Е. Книгин. М.: Энергоатомиздат, 1991. - 152 с.

Замкнутые системы водообеспечения химических производств/ О.П.

19.

Беличенко. – М.: Химия, 1990. – 208 с.

Зиберт, А.Г. Инновационные технологии и оборудование по утилизации 20.

попутного нефтяного газа/ А.Г. Зиберт, Г.К. Зиберт// Газовая промышленность.

- 2011. - №6. - С. 80-82.

Зиберт, Г.К. Инновационные технологии утилизации 21.

низкопотенциальных газов с применением струйных компрессорных агрегатов/ Г.К. Зиберт, А.Г. Зиберт// Газовая промышленность. - 2010. - №11. - С. 20-22.

Иванов, С.И. Утилизация низконапорных газов на объектах ООО 22.

«Оренбурггазпром»/ С.И. Иванов, С.А. Молчанов, М.М. Морозов, Е.А.

Зубанова// Газовая промышленность. - 2006. - №7. - С. 69-72.

Иванова, С.И. Снижение теплового загрязнения окружающей среды 23.

нефтехимическими предприятиями за счет утилизации низкопотенциальной теплоты/ С.И. Иванова, Э.В. Шамсутдинов// Альтернативная энергетика и экология. - 2008. - №9. - С. 35-37.

Ивашкина, Е.Н. Интеллектуализация нефтеперерабатывающих процессов 24.

с использованием компьютерных моделирующих систем/ Е.Н. Ивашкина, И.М.

Долганов, Э.Д. Иванчина и др.// Известия Томского политехнического университета. - 2011. Т. 319. - №5. - С. 80-86.

Информационно-управляющая система диспетчерского управления 25.

(ИУС ДУ) ООО «Газпром добыча Ямбург»// Автоматизация и IT в нефтегазовой отрасли. – 2010. - №2. - С.53-57.

Исламова, С.И. Алгоритм решения задачи по повышению эффективности 26.

энергоиспользования на нефтехимическом предприятии/ С.И. Исламова, Э.В.

Шамсутдинов// Труды Академэнерго. - 2009. - №4. - С. 38-51.

Исламова, С.И. Оценка экономической эффективности внедрения 27.

системы утилизации ВЭР в крупнотоннажном нефтехимическом производстве// Труды Академэнерго. - 2012. - № 1. - С. 50-56.

Ишков, А.Г. Методология формирования программ энергосбережения 28.

ОАО «Газпром» в условиях нового законодательства / А.Г. Ишков, И.А.

Яценко, Н.Б. Пыстина, Г.А. Хворов, М.В. Юмашев, Е.В. Юров // Газовая промышленность. - 2012. - № 2. С. - 70-75.

Ишков, А.Г. Энергосбережение за счет утилизации ВЭР при выработке 29.

тепловой энергии на объектах добычи и транспорта газа/ А.Г. Ишков, Н.В.

Винниченко, Ю.А. Жебрак, О.В. Аптерман// Газовая промышленность. - 2011. №12. - С. 56-58.

Ишков, А.Г. Энергосбережение и экология - две стороны одной 30.

проблемы// Газовая промышленность. - 2010. - № 8. - С. 84-86.

Караева, Ю.В. Методы планирования топливно-энергетического баланса/ 31.


Ю.В. Караева, А.З. Даминов// Труды Академэнерго. - 2009. - №3. - С. 121-131.

Карасевич, А.М. Перспективы и резервы энергосбережения России/ А.М.

32.

Карасевич, Е.В. Крейнин// Газовая промышленность. - 2010. - №9. - С. 68-71.

Карасевич, В.А. Методический подход к оценке эффективности 33.

энергосберегающих мероприятий на предприятиях топливно-энергетического комплекса/ В.А. Карасевич, И.А. Киршина, Т.В. Верещинская // Наука и техника в газовой промышленности. - 2013. - №1(53). - С. 98-104.

Кафаров, В.В. Математическое моделирование основных процессов хи 34.

мических производств/В.В. Кафаров, М.Б. Глебов. –М.: Высш. шк., 1991.–400 с.

Кафаров, В.В. Оптимизация теплообменных процессов и систем/ В.В.

35.

Кафаров, В.П. Мешалкин, Л.В. Гурьева. – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 192 с.

Кафаров, В.В. Принципы математического моделирования химико 36.

технологических систем/ В.В. Кафаров, В.Л. Перов, В.П. Мешалкин. – М.:

Химия, 1974. – 344 с.

Клер, А.М. Оптимизация теплофикационных теплоэнергетических 37.

установок/ А.М. Клер, А.Ю. Маринченко, Ю.М. Потанина// Теплоэнергетика. 2009. - №9. - С. 55-59.

Клименко, А.В. Инновационные энергетические технологии - основа 38.

диверсификации мировой энергетики и обеспечения глобальной энергетической безопасности/ А.В. Клименко, Б.Ф. Реутов// Энергия:

экономика, техника, экология. - 2008. - №5. - С.2-10.

Коваль, В.А. Космические технологии утилизации попутного газа/ В.А.

39.

Коваль, В.А. Фатихов // Газовая промышленность. - 2011. - №4. - С. 76-78.

Козинцев, А.Н. Низконапорный газ. Проблемы и перспективы его 40.

использования/ А.Н. Козинцев, А.В. Величкин // Наука и техника в газовой промышленности. - 2013. - №1(53). - С.10-12.

Козлов, С.И. Энерготехнологическое оборудование: состояние и 41.

перспективы/ С.И. Козлов, В.В. Огнев, В.А. Щуровский// Газовая промышленность. - 2008. - №11. - С. 48-51.

Комплексный анализ деятельности машиностроительного предприятия на 42.

основе формирования системы сбалансированных показателей/ А.Г. Блем, Л.В.

Верещагина, Е.Н. Долженко// Ползуновский вестник. - 2006. - №1. - С. 29-33.

Концепция энергосбережения и повышения энергетической 43.

эффективности ОАО «Газпром» на период 2011-2020 гг. Утв. Приказом ОАО «Газпром» от 28.12.2010 № 364. - М.: ОАО «Газпром», 2011. -30 с.

Коржубаев, А.Г. Глубокая переработка углеводородного сырья - важное 44.

направление технологического развития НГК России/ А.Г. Коржубаев, Л.В.

Эдер, И.А. Соколова// Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2009. - №7. - С. 17-21.

Кормилицын, В.И. Повышение энергоэффективности при использовании 45.

вторичных топливно-энергетических ресурсов/ В.И. Кормилицын, И.С.

Пономаренко, Д.А. Аксенов// Энергосбережение и водоподготовка. - 2011. №1. - С. 21-25.

Котлы-утилизаторы и котлы энерготехнологические: отраслевой каталог 46.

20–90–08. – М.: ЦНИИТЭИТЯЖМАШ, 1990. – 124 с.

Кулешов, О.Ю. Анализ эффективности применения различных систем 47.

сжигания газообразного топлива в реакционных трубчатых печах/ О.Ю.

Кулешов, В.М. Седелкин// Химическое и нефтегазовое машиностроение. – 2012. – №4. – С. 9-12.

Кулешов, О.Ю. Исследование режимов работы трубчатых печей с 48.

настильными факелами на основе математического моделирования/ О.Ю.

Кулешов, В.М. Седелкин// Промышленная энергетика. – 2011. – №4. – С. 33-36.

Математическое моделирование и оптимизация технических решений по 49.

утилизации горючих отходов установок подготовки и переработки углеводородного сырья/ Е.А. Ларин, И.В. Долотовский, А.В. Кульбякина// Энергосбережение в Саратовской области. – 2011. – №3 (45). – С.21-22.

Кульбякина, А.В. Моделирование и оптимизация технических решений 50.

по утилизации горючих отходов установок подготовки углеводородного сырья/ А.В. Кульбякина, И.В. Долотовский, Е.А. Ларин// Материалы XXIV Международной научной конференции «Математические методы в технике и технологиях» ММТТ-24. Участники школы молодых ученых и программы У.М.Н.И.К. - Саратов, 2011. - С. 73-75.

Кульбякина, А.В. Повышение эффективности систем утилизации 51.

горючих ВЭР установок подготовки и переработки углеводородного сырья/ И.В. Долотовский, А.В. Кульбякина// Проблемы совершенствования топливно энергетического комплекса: сб. науч. тр. Вып. 6. Современные научно технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения: материалы международной конференции. - Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 2011. –180 с. – С.

147-151.

Кульбякина, А.В. Программно-аппаратный комплекс управления 52.

потреблением топливно-энергетических ресурсов на предприятиях переработки углеводородного сырья (ПАК ТЭР)/ Е.А. Ларин, Н.В. Долотовская, И.В.

Долотовский, А.В. Кульбякина// Шестой Саратовский салон изобретений, инноваций и инвестиций: в 2 ч. – Саратов: Саратовский ГАУ, 2011. – Ч.1. – С.

132-133.

Кульбякина, А.В. Эффективность утилизации низконапорных горючих 53.

газов в топливной системе предприятий подготовки и переработки углеводородного сырья/ И.В. Долотовский, А.В. Кульбякина, Е.А. Ларин// Проблемы теплоэнергетики: Сб. науч. тр. (выпуск 1) – Саратов: Изд-во СГТУ, 2011. – С. 163-168.

Ларин, Е.А. Энергетический комплекс газоперерабатывающих 54.

предприятий. Системный анализ, моделирование, нормирование/ Е.А. Ларин, И.В. Долотовский, Н.В. Долотовская. - М.: Энергоатомиздат, 2008. -440 с.

Ленькова А.В. Патент №134993 РФ, МПК F01К 17/02. Установка электро 55.

тепло-водоснабжения/ Долотовский И.В., Ленькова А.В., Долотовская Н.В. – № 2013130457/06;

заявл. 02.07.2013;

опубл. 27.11.2013, Бюл. №33.

Ленькова А.В. Патент №135080 РФ, МПК F23D 14/02. Горелка факельная 56.

инжекционная/ Долотовский И.В., Долотовский В.В., Ленькова А.В. – № 2013109874/06;

заявл. 05.03.2013;

опубл. 27.11.2013, Бюл. № 33.

Ленькова, А.В. Концепция повышения эффективности топливной 57.

системы энергетического комплекса предприятий добычи, подготовки и переработки газа/ А.В. Ленькова, Е.А. Ларин, И.В. Долотовский// Проблемы теплоэнергетики: сб. науч. трудов. Выпуск 2. – Саратов: Изд-во СГТУ, 2012. – С. 177-182.

Ленькова, А.В. Математические модели энергетических характеристик 58.

блоков регенерации абсорбентов/ И.В. Долотовский, А.В. Ленькова// Материалы VIII международной научно-практической конференции «Новейшие научные достижения - 2012». Том 32. Современные технологии в информатизации. – София: «Бял ГРАД-БГ» ООД, 2012. - С. 36-39.

Ленькова, А.В. Методология оптимизации и управления потреблением 59.

ТЭР на предприятиях переработки углеводородного сырья/ И.В. Долотовский, А.В. Ленькова, Е.А. Ларин, Н.В. Долотовская// Проблемы теплоэнергетики: сб.

на-уч. трудов. Выпуск 2. – Саратов: Изд-во СГТУ, 2012. – С. 31-37.

Ленькова, А.В. Моделирование и оптимизация технических решений по 60.

утилизации горючих отходов установок подготовки и переработки углеводородного сырья/ И.В. Долотовский, А.В. Ленькова, Е.А. Ларин// Вестник Саратовского технического университета. Изд-во СГТУ. - 2012. - № (63). Выпуск 1. - C. 64-68.

Ленькова, А.В. Огневой трубный испаритель: программа для ЭВМ;

61.

свидетельство о гос. регистрации № 2012612728/ Долотовский И.В., Долотовская Н.В., Ленькова А.В. – № 2012610297;

заявл. 17.01.2012;

опубл.

16.03.2012.

Ленькова, А.В. Патент на полезную модель № 114424 РФ, МПК B01D 62.

53/96, B01D 53/26. Установка регенерации абсорбента с термической утилизацией горючих отходов/ Долотовский И.В., Ленькова А.В. – № 2011148186/05;

заявл. 25.11.2011;

опубл. 27.03.2012, Бюл. № 9. – 2 с.

Ленькова, А.В. Программные модули расчета и выбора оборудования 63.

установок регенерации абсорбента/ А.В. Ленькова, И.В. Долотовский, Е.А.

Ларин// Математические методы в технике и технологиях – ММТТ-25: сб.

трудов XXV Междунар. науч. конф.: в 10 т. Т8. Секция 12. – Волгоград:

Волгогр. гос. техн. ун-т, 2012. – С. 20-22.

Ленькова, А.В. Программный комплекс «Аппараты воздушного 64.

охлаждения»: программа для ЭВМ;

свидетельство о гос. регистрации № 2012613267/ И.В. Долотовский, А.В. Ленькова, Н.В. Долотовская – № 2012611239;

заявл. 21.02.2012;

опубл. 06.04.2012.

Ленькова, А.В. Ресурсосберегающая установка энерго- водоснабжения/ 65.

А.В. Ленькова, И.В. Долотовский// Теплоэнергетика // Восьмая международная научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Энергия-2013»: Материалы конференции. В 7 т. Т.1, Ч.2. - Иваново: ФГБОУ ВПО Ивановский гос. энерг. ун-т имени В.И. Ленина, 2013. - С. 172-176.

Ленькова, А.В. Ресурсоэффективная система энерго- и водоснабжения 66.

предприятий нефтегазового комплекса/ И.В. Долотовский, Е.А. Ларин, А.В.

Ленькова, Н.В. Долотовская// Энергосбережение в Саратовской области. - № (50), декабрь 2012 - январь 2013. – С. 34-35.

Ленькова, А.В. Система управления потреблением энергоресурсов 67.

предприятий переработки углеводородного сырья/ Е.А. Ларин, И.В.

Долотовский, А.В. Ленькова, Н.В. Долотовская// Проблемы управления в сложных системах: Труды XIV Международной конференции (19-22 июня г. Самара, Россия)/ Под ред.: акад. Е.А. Федосова, акад. Н.А. Кузнецова, проф.

В.А. Виттиха. - Самара: Самарский научный центр РАН, 2012. – С. 343-350.

Ленькова, А.В. Система энерго - и водоснабжения предприятий добычи и 68.

подготовки к транспорту природного газа и информационно-аналитическое сопровождение оптимизации ее структуры и параметров/ И.В. Долотовский, А.В. Ленькова// Энергосбережение – теория и практика: материалы Между народной молодежной научной школы/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет. – Томск: Изд-во ООО «СПБ Графикс», 2012. - С. 39-42.


Ленькова, А.В. Система энерго- и водоснабжения предприятий добычи и 69.

подготовки к транспорту природного газа и информационно-аналитическое сопровождение оптимизации ее структуры и параметров/ И.В. Долотовский, А.В. Ленькова, Н.В. Долотовская, Е.А. Ларин// Седьмой Саратовский салон изобретений, инноваций и инвестиций. – Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 2012. – С. 68.

Ленькова, А.В. Теплообменник кожухотрубный: программа для ЭВМ;

70.

свидетельство о гос. регистрации № 2012613266/ И.В. Долотовский, А.В.

Ленькова – № 2012610296;

заявл. 21.02.2012;

опубл. 06.04.2012.

Ленькова, А.В. Эффективные системы энерго- и водообеспечения 71.

предприятий добычи, подготовки, переработки газа и газового конденсата/ И.В.

Долотовский, Е.А. Ларин, А.В. Ленькова, Н.В. Долотовская// Вестник Саратовского технического университета. Изд-во СГТУ. – №3 (67). – 2012. – С.

127-131.

Липидус, А.Л. Комплексная переработка природного газа в химические 72.

продукты и моторные топлива / И.А. Голубева, И.Ф. Крылов, Ф.Г. Жагфаров // Газовая промышленность. – 2010. №13. – С. 112-115.

Магарил, Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки 73.

нефти. – М.: КДУ, 2008. – 280 с.

Математические методы в теории надежности / Б.В. Гнеденко, Ю.К.

74.

Беляев, А.Д. Соловьев. - М.: Наука, 1985. - 524с.

Математические модели стационарных химико-технологических 75.

процессов со случайным временем протекания процесса в аппарате/ П.В.

Ермуратский, Ю.Б. Минкин// Вестник МИТХТ им. М.В. Ломоносова. - 2010.

Т. 5. - № 2. - С. 23-25.

Математическое моделирование и динамическое проектирование в 76.

нефтегазодобывающей промышленности/ В.Р. Хачатуров, Р.В. Хачатуров// Наука и техника в газовой промышленности. - 2008. - №2. - С. 3-22.

Мелентьев, Л.А. Оптимизация развития и управления больших систем 77.

энергетики: Учеб. пособие. – М.: Высш. школа, 1982. – 319 с.

Мелехин, Е.С. Энергоэффективность экономики и энергосбережение/Е.С.

78.

Мелехин, Ю.А. Жебрак// Газовая промышленность. - 2009. - №10. - С. 21-23.

Методика теплового и аэродинамического расчета аппаратов воздушного 79.

охлаждения. – М.: ВНИИнефтемаш, 1974. – 101 с.

Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных 80.

проектов и их отбору для финансирования. – М.: Информэлектро, 1994. – 81 с.

(в редакции, утвержденной Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике 21.06.1999 № ВК 477) Методология структурного анализа и проектирования: Пер. с англ./ Д.А.

81.

Марка, К.Л. МакГоуэн. – М.: Мета Технология, 1993. – 240 с.

Методы оптимизации в химической технологии/ А.И. Бояринов, В.В.

82.

Кафаров. – М.: Химия, 1969. – 564 с.

Минликаев, В.З. Повышение уровня использования попутного нефтяного 83.

газа на месторождениях ОАО «Газпром»/ В.З. Минликаев, О.Ю. Пряхин, В.Г.

Мичурин и др.// Газовая промышленность. - 2012. - №2. - С. 75-78.

Мухаметшина, Э.И. Мероприятия по снижению экологического 84.

загрязнения окружающей среды и повышения энергоэффективности нефтехимического производства путем утилизации высокотемпературных газообразных выбросов/ Э.И. Мухаметшина, Э.В. Шамсутдинов// Энергосбережение и водоподготовка. - 2010. - №4. - С. 64-65.

Надежность систем энергетики и их оборудования: Справочник в 4 т. – 85.

Новосибирск: Наука, 2000. – Т.1. – 350 с.

Николаев, Ю.Е. Эффективность комбинированной выработки 86.

электрической и тепловой энергии на газопоршневых, газотурбинных и парогазовых ТЭЦ/ Ю.Е. Николаев, И.А. Вдовенко// Промышленная энергетика.

- 2011. - №1. - С. 2-6.

Новые технологии утилизации природных и попутных газов/ В.С.

87.

Арутюнов // Нефть. Газ. Новации. - 2009. - №2. - С.57-62.

Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих 88.

заводов: РД 39-135-94 (ГП «Роснефть»)/ РД 51-1-95 (РАО «Газпром»). - М. 1994. - 286 с.

О некоторых проблемах надежности и живучести электростанций с 89.

парогазовыми установками/ А.С. Александров, В.В. Жуков, В.А. Кузьмичев// Энергетик. - 2012. - №12. - С. 35-39.

Огнев, В.В. Реализация энергосберегающей политики ОАО "Газпром" в 90.

современных условиях / В.В. Огнев, Г.А. Хворов, М.В. Юмашев, Г.С. Акопова// Газовая промышленность. - 2009. - №3. - С. 76-80.

Отечественное оборудование для развития газотурбинной энергетики // 91.

Теплоэнергетика. - 2008. - №6. – С.2 -6.

Основные принципы разработки модели надежности химико 92.

технологических процессов/ Т.А. Афанасьева// Современные наукоемкие технологии. Региональное приложение. - 2008. - №4. - С. 58-61.

Островский, Г.М. Алгоритм оптимизации химико-технологических 93.

процессов/ Г.М. Островский, Т.А. Бережинский, А.Р. Беляева. – М.: Химия, 1978. – 296 с.

Охотин, В.С. Сравнительный термодинамический анализ различных схем 94.

теплоснабжения по удельному расходу топлива// Вестник Московского энергетического института. - 2011. - №1. - С. 14-20.

Пермин С.М. Планирование, учет, нормирование и повышение 95.

эффективности использования энергоресурсов на Астраханском ГПЗ / И.В.

Долотовский, Е.А. Ларин, Н.В. Долотовская // Газовая промышленность. – 2010. - №10.-С. 25- Применение математического моделирования и оптимизации при 96.

проектировании нефтегазового оборудования/ В.В. Элкснин, О.А. Приймак// Газовая промышленность. - 2010. - №12. - С. 49-52.

Программный комплекс моделирования схем теплоэнергетических 97.

установок/ Д.К. Смирнов, Н.Н. Галашов// Известия Томского политехнического университета. - 2012. Т. 320. - №4. - С. 36-40.

Производство электроэнергии из факельных газов/ В.Е. Финько, В.В.

98.

Финько// Газовая промышленность. - 2006. - №2. - С. 84-88.

Р Газпром 2–3.5–438–2010 Расчет теплотехнических, газодинамических и 99.

экологических параметров газоперекачивающих агрегатов на переменных режимах: рекомендации организации / Разраб. ООО «Газпром ВНИИГАЗ»;

утв.

22.03.2010. – М.: ООО «Газпром экспо», 2010. – 72 с.

100. Разработка методологии исследования и создание энергоэффективных систем управления потреблением электрической и тепловой энергии в энергоемких промышленных комплексах: отчет о НИР (заключит., этап 5):

2010-1.1-230-094-012. - Сарат. гос. техн. ун-т;

рук. Аминов Р.З.;

отв. исполн.

Ларин Е.А. [и др.]. – Саратов, 2012. – 254 с. – Библиогр.: с. 153-158. – № ГР 01201064666. – Инв. № 02201264404.

101. Разработка методологии исследования и создание энергоэффективных систем управления потреблением электрической и тепловой энергии в энергоемких промышленных комплексах: отчет о НИР (промежуточ., этап 1):

2010-1.1-230-094-012. - Сарат. гос. техн. ун-т;

рук. Аминов Р.З.;

отв. исполн.

Ларин Е.А. [и др.]. – Саратов, 2010. – 261 с. – библиогр.: с. 239-261. – № ГР 01201064666. – Инв. № 102. Разработка методологии исследования и создание энергоэффективных систем управления потреблением электрической и тепловой энергии в энергоемких промышленных комплексах: отчет о НИР (промежуточ., этап 2):

2010-1.1-230-094-012. - Сарат. гос. техн. ун-т;

рук. Аминов Р.З.;

отв. исполн.

Ларин Е.А. [и др.]. – Саратов, 2011. – 248 с. – Библиогр.: с. 233-239. – № ГР 01201064666. – Инв. № 02201158811.

103. Разработка методологии исследования и создание энергоэффективных систем управления потреблением электрической и тепловой энергии в энергоемких промышленных комплексах: отчет о НИР (промежуточ., этап 3):

2010-1.1-230-094-012. - Сарат. гос. техн. ун-т;

рук. Аминов Р.З.;

отв. исполн.

Ларин Е.А. [и др.]. – Саратов, 2011. – 243 с. – Библиогр.: с. 239-243. – № ГР 01201064666. – Инв. № 02201200498.

104. Разработка методологии исследования и создание энергоэффективных систем управления потреблением электрической и тепловой энергии в энергоемких промышленных комплексах: отчет о НИР (промежуточ., этап 4):

2010-1.1-230-094-012. - Сарат. гос. техн. ун-т;

рук. Аминов Р.З.;

отв. исполн.

Ларин Е.А. [и др.]. – Саратов, 2012. – 204 с. – Библиогр.: с. 197-204. – № ГР 01201064666. – Инв. № 105. Разработка систем управления оборотного водоснабжения в нефте химических производствах/ С.В. Анаников, Ю.И. Азимов, С.Н. Савдур// Вестник Казанского технологического университета. - 2013. Т. 16. - № 2. - С.

136-138.

106. Разработка технических заданий на нетиповое оборудование установки утилизации горючих отходов в блоке регенерации абсорбента и эксплуатационной документации на объектах подготовки газа: отчет о НИОКР (заключит.): ГК № 9553р/14177 от 04.07.2011. - Сарат. гос. техн. ун-т;

рук.

Долотовский И.В.;

отв. исп. Ленькова А.В. - Саратов, 2013. - 24 с. - Библиогр.:

с. 24. - № ГР 01201170490. Инв. № 02201362535.

107. Разработка технологии утилизации горючих отходов в блоке регенерации абсорбента установок подготовки газа: отчет о НИОКР (заключит.): ГК № 9553р/14177 от 04.07.2011. - Сарат. гос. техн. ун-т;

рук. Долотовский И.В.;

отв.

исп. Ленькова А.В. - Саратов, 2012. - 28 с. - Библиогр.: с. 28. - № ГР 01201170490. Инв. № 02201259638.

108. Резчиков, А.Ф. Управление энергетикой промышленных предприятий. Саратов: Изд-во СГТУ, 2006. - 347 с.

109. РТМ 26-02-40-77 Нормативная методика расчета трубчатых печей:

Руководящий технический материал. Введ. с 01.01.1978 г. – М.:

ВНИИНЕФТЕМАШ, 1977. – 645 с.

110. Сазонов, Ю.А. Разработка методологии проектирования насосно эжекторных установок с расширенным использованием численных экспериментов// Территория Нефтегаз. - 2009. - №4. - С. 26-29.

111. Саркисов, А.С. Формирование стратегии строительства электростанций собственных нужд на предприятиях нефтегазового комплекса/ А.С. Саркисов, А.С. Соловьев, В.В. Гузь// Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2011. - № 3. - С. 146-160.

112. Серков, Г.А. Нормативная и инструктивно методическая документация в области реализации политики энергосбережения ОАО «Газпром», ценообразование и экология/ Г.А. Серков, М.Г. Кочкина // Газовая промышленность.- 2012. - № 7. - С. 62-66.

113. Сизиков, А.П. Многокритериальная оптимизация нефтеперерабатываю щего производства на основе скалярных инвариантов// Вестник Самарского государственного экономического университета. - 2012. - №90. С. 86-90.

114. Сизиков, А.П. Оптимизация нефтеперерабатывающего производства как сложной системы// Вестник Самарского государственного технического университета. Серия: Технические науки. - 2010. - №7. - С. 38-46.

115. Справочник нефтепереработчика: Справочник / Под ред. Г.А.

Ластовкина, Е.Д. Радченко, М.Г. Рудина. - Л.: Химия, 1986. - 648 с.

116. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей/ Н.Б.

Варгафтик. – М.: Наука, 1972. – 720 с.

117. Справочник работника газовой промышленности / М.М. Волков, А.Л.

Михеев, К.А. Конев. – М.: Недра, 1989. – 286 с.

118. Столыпин, В.И. Перспективы углубленной переработки газа и жидких углеводородов на Оренбургском ГХК/ В.И. Столыпин, М.М. Морозов, Е.А.

Зубанова// Газовая промышленность. – 2008. - №7. – С. 18- 119. Столыпин, В.И. Стратегия развития Оренбургского газохимического комплекса // Газовая промышленность. - 2010. - №6. - С. 8-11.

120. Стратегия развития электроэнергетики России на период до 2030 г./ Э.П.

Волков, В.А. Баринов // Энергетик. - 2008. - №5. - С.2-8.

121. Султангузин, И.А. Энергоснабжение газоперерабатывающих заводов на основе газовых турбин и тепловых насосов/ И.А. Султангузин, А.В. Албул, П.А. Шомов, Т.П. Шомова// Наука и техника в газовой промышленности. 2012. - №3(51). - С. 96-101.

122. Тараканов, Г.В. Расчет материального баланса переработки газа Астраханского ГКМ / Г.В. Тараканов, С.Н. Крупина, В.М. Спиридонов, Л.Ф.

Лыкова, Ю.П. Васько, В.А. Цхай, Т.А. Королева, А.Ф. Нурахмедова // Газовая промышленность. – 2000. – № 3. – С. 56-57.

123. Тараканов, Г.В. Расчет материального баланса переработки стабильного конденсата / Г.В. Тараканов, С.Н. Крупина, В.М. Спиридонов, Л.Ф. Лыкова, Т.А. Королева, А.Ф. Нурахмедова, Н.В. Пападин // Газовая промышленность. – 2001. – № 3. – С. 53-54.

124. Теоретические и практические аспекты системного анализа эффективности энергетического комплекса предприятий переработки углеводородного сырья/ А.В. Ленькова, И.В. Долотовский, Е.А. Ларин, Н.В.

Долотовская// Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. – 2013. – №9-10. – C. 31-40.

125. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) / Под ред.

Н.В. Кузнецова. – М.: Энергия, 1973. – 296 с.

126. Технология переработки газа и газового конденсата: Справочник в 2-х ч.

– М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2002. – Ч. 1. – 517 с.

127. Трубчатые печи: каталог: разработчик ВНИИНЕФТЕМАШ. – М.:

ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1973. – 41 с.

128. Установка регенерации абсорбента с утилизацией горючих отходов/ А.В.

Ленькова, И.В. Долотовский// Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2013. - №8. - С.17-19.

129. Фаворский, О.Н. Мировой опыт и перспективы внедрения парогазовых и газотурбинных технологий в энергетику России на основе возможностей отечественного энергомашиностроения / О.Н. Фаворский, В.Л. Полищук, И.М.

Лившиц, В.И. Длугосельский // Теплоэнергетика. - 2007. - №9. - С.46-51.

130. Фокин, Г.А. Сравнительный анализ технико-экономических показателей автономных энергетических установок малой мощности для энергообеспечения линейных магистральных газопроводов и газораспределительных станций// Теплоэнергетика. - 2010. - №11. - С.65-69.

131. Френкс, Р. Математическое моделирование в химической технологии. – М.: Химия, 1971. – 272 с.

132. Хворов, Г.А. Методология формирования терминологической базы системы норм и нормативов расхода ресурсов в ОАО "Газпром"/ Г.А. Хворов, М.В. Юмашев// Газовая промышленность. - 2010. - № 2. - С. 22-25.

133. Хворов, Г.А. Методология формирования энергосберегающей политики ОАО «Газпром» на 2011-2020 гг./ Г.А. Хворов, М.В. Юмашев// Газовая промышленность. - 2009. - №10. - С. 82-85.

134. Хворов, Г.А. Совершенствование нормативного обеспечения энергосбережения в ОАО «Газпром»/ Г.А. Хворов, М.В. Юмашев// Газовая промышленность. - 2009. - №1. - С. 68-72.

135. Хлебалин, Ю.М. Эксергетический метод оценки эффективности бинарных ПГУ - ТЭЦ// Промышленная энергетика. - 2010. - № 1. - С. 9-11.

136. Хохлов, В.А. Система струйных насосов для утилизации попутного газа// Газовая промышленность. - 2005. - №3. - С. 45-47.

137. Хохлов, В.А. Управление режимами утилизации факельных газов с помощью регулируемых струйных насосов/ В.А. Хохлов, Ж.О. Титова//

Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2010. - №10. - С. 24- 138. Шаргут, Я., Петела, Р. Эксергия. - М.: Энергия, 1968. - 280 с.

139. Шуплецов, А.Ф. Оптимальное управление нефтеперерабатывающим комплексом на основе эффективного взаимодействия крупного и малого производственного предприятия/ А.Ф. Шуплецов, Д.В. Буньковский// Известия Иркутской государственной экономической академии. - 2011. - №5. - С. 64-69.

140. Экологическая и экономическая эффективность замены устаревшего паротурбинного оборудования ТЭЦ на газотурбинное и парогазовое/ А.И.

Андрющенко, Ю.Е. Николаев// Промышленная энергетика. - 2006. - №7. - С.2-6.

141. Эксергетические расчеты технических систем: справ. пособие/ В.М.

Бродянский, Г.П. Верхивкер, Я.Я. Карчев и др. -Киев: Наук. думка, 1991. -360 с.

142. Эксергетический метод термодинамического анализа/ В. М. Бродянский.

– М.: Энергия, 1973. – 296 с.

143. Энергоэффективная система энерго- и водоснабжения предприятий добычи и подготовки к транспорту природного газа/ И.В. Долотовский, Е.А.

Ларин, А.В. Ленькова, Н.В. Долотовская// Энергосбережение и водоподготовка.

– №5(85). 2013. – С. 31-37.

144. Юмашев, М.В. Эффективные энергосберегающие технологии, основные направления их формирования и методы классификации// Газовая промышленность. - 2012. - №12. - С. 84-88.

145. Alexandra Lenkova. Energy efficiency of fuel system in energy complex of gas production processing plants/ I.V. Dolotowsky, A.V. Lenkova// Science, Technology and Higher Education [Text]: materials of the international research and practice conference, Vol. II, Westwood, December 11th–12th, 2012 / publishing office Accent Graphics communications. – Westwood – Canada, 2012. – P. 390-395.

146. Alexandra Lenkova. Fuel system optimization of gas-processing plants/ A.V.

Lenkova, I.V. Dolotowsky, E.A. Larin, N.V. Dolotowskaya// Proceedings in Conference of Informatics and Management Sciences: The 2nd International Conference IC-TIC-2013. 25-29 March. – ilina. Slovak Republic: EDIS – Publishing Institution of the University of Zilina, 2013. – Р. 441-443.

147. Alexandra Lenkova. Information and Communication Technology in Human Resource Support Energy Audits and Energy Efficiency of Industrial Enterprises/ A.V. Lenkova, I.V. Dolotowsky, E.A. Larin, N.V. Dolotowskaya// International Congress on Information Technologies - 2012 (ICIT-2012): Information and Communication Technologies in Education, Manufacturing and Research. - 6-9 June 2012, Saratov. - Р.54.

148. A. Lenkova. Information and Communication Technology in Human Resource Support Energy Audits and Energy Efficiency of Industrial Enterprises/ I.V.

Dolotowsky, E.A. Larin, N.V. Dolotowskaya, A.V. Lenkova// Материалы VIII Международной научно-практической конференции «Динамика научных исследований – 2012». 7-15 июля 2012 г. Перемышль. Польша. Т. 23. – Przemyl: Nauka I studia, 2012 - С. 76-79.

149. A. Lenkova. Researches energy efficiency enterprises for processing of hydrocarbon raw materials using information technology/ I.V. Dolotowsky, E.A.

Larin, N.V. Dolotowskaya, A.V. Lenkova// European Science and Technology [Text]: materials of the III international research and practice conference, Vol. I, Munich, October 30th–31st, 2012: publishing office Vela Verlag Waldkraiburg. – Munich – Germany, 2012. – P. 133-136.

150. Dorao C.A. Modeling of droplet-droplet interaction phenomena in gas-liquid systems for natural gas processing/ C.A. Dorao, L.E. Patruno, P.M. Dupuy, H. A.

Jakobsen, H.F. Svendsen // Chemical Engineering Science. 2008. Т. 63. № 14. P.

3585-3592.

151. Fuel system optimization of gas-processing plants/ A.V. Lenkova, I.V.

Dolotowsky, E.A. Larin, N.V. Dolotowskaya// Proceedings in Conference of Informatics and Management Sciences: The 2nd International Conference ICTIC 2013. 25-29 March. – ilina. Slovak Republic: EDIS – Publishing Institution of the University of Zilina, 2013. – P. 441-443.

152. Kenyo A.D. Development of an intelligent system for detection of exhaust gas temperature anomalies in gas turbines/ A.D. Kenyo, V.M. Catterson, S.D.J.

McArthur// Insight: Non-Destructive Testing and Condition Monitoring. 2010. Т. 52.

№ 8. P. 419-423.

153. Prilutskii M. Kh. Optimization models of gas recovery and gas condensate processing/ M. Kh. Prilutskii, V.E. Kostyukov // Automation and Remote Control.

2012. Т. 73. № 5. P. 905-909.

154. Saaty, T. Multicriteria Dtcision Making - The Analytic Hierarchy Process/ T.

Saaty, L. Thomas. – Pittsburg: RWS Publications, 1992. – 387 p.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.