Вищенаведене вимагає безпечних умов експлуатації газотранспортних систем, які вирішуються оцінкою ризику їх експлуатації. Оцінка технічного та екологічного ризику запрограмована в нормативних актах, документах та наукових працях.
Одним з напрямків перспективного розвитку газового комплексу України є впровадження науково-технічних розробок і певного досвіду забезпечення ефективності газотранспортних систем. Проблему забезпечення ефективності експлуатації газотранспортної системи неможливо розглянути окремо від процесів реформування суспільства загалом, а також від змін соціально-економічних умов країни.
Відмітимо, що до теперішнього часу в Україні, в основному, вже розроблена достатня кількість ефективних екологічних, енерго-ресурсозберігаючих технологій і обладнання для магістральних газопроводів. Вони дозволяють вже зараз значно збільшити ефективність використання природного газу на компресорних станціях і в перспективі перетворити їх у відносно екологічно чисті енерготехнологічні комплекси комбінованого виробництва різних видів енергії (механічної, електротехнічної, теплової).
Великий внесок у розвиток теорії та практики з розробки енерго-ресурсозберігаючих технологій, обладнання і засобів та заходів з підвищення ефективності експлуатації лінійної частини магістральних газопроводів внесли такі вітчизняні і зарубіжні вчені, як: Бородавкін П.П., Грудз В.Я., Іванцов О.М., Івасів В.М., Карпаш О.М., Котляревський В.А., Крижанівський Є.І., Мазур М.М., Овчаров С.В., Сафонов В.С. і Одішарія Г.Є., Семчук Я.М., Середюк М.Д., Телегін Л.Г., Харіоновський В.В., Шаталов А.А., Шлапак Л.С. та інші.
Розробкою науково-технічних засобів та заходів для підвищення ефективності експлуатації компресорних станцій магістральних газопроводів займалися такі вчені: Барський І.Л., Бойко А.М., Дикий Н.А., Карп І.М., Любчик Г.Н., Терехов А.Л., Шелковський Б.І., Щуровський В.А., Correa S.M., Leonard G. та інші. Але слід відзначити, що розроблені науково-технічні розробки зараз вимагають вдосконалення, підвищення ефективності та поліпшення енерго-екологічних показників вітчизняних магістральних газопроводів на пізній стадії експлуатації. Все це послужило мотивом для вибору теми дисертації, яка може стати свого роду орієнтиром у практичній роботі фахівців науково-дослідних і експлуатуючих організацій.
У цьому розділі проведено аналіз аварійних ситуацій на вітчизняних і зарубіжних магістральних газопроводах, причин та наслідків.
Загалом відмова магістральних газопроводів під дією техногенних. Природних чи антропогенних чинників може супроводжуватися: утворенням ударної хвилі; загорянням газу і термічним впливом пожежі на довкілля; токсичним забрудненням атмосферного повітря; створенням пожежновибухової небезпеки у житлових та робочих приміщеннях через потрапляння газу; розлітанням шматків металу та фрагментів внаслідок руйнування лінійної частини трубопроводів.
Другий розділ присвячений теоретичним дослідженням аварійного ризику при експлуатації вітчизняних магістральних газопроводів.
Аналіз та керування аварійного ризику є складною комплексною процедурою, що включає низку етапів. Залежно від того, про який період життєвого циклу ГТС йде мова, ступінь глибини й деталізація аварійного ризику буде різною.
Якісний та кількісний аналіз небезпечних факторів, що призводять до відмов газотранспортних систем є невід'ємним і найважливішим етапом у створенні комплексної системи керування ними. Очевидно, що виникнення тої чи іншої позаштатної ситуації є явищем випадковим. Проте наведений у цьому розділі статистичний аналіз дозволяє оперувати показниками імовірності виникнення аварійної ситуації та цим уникнути стохастичної невизначеності. Основою математичного аналізу цих факторів є теорія імовірності та теорія надійності.
Позначимо l_ijk потенційно небезпечний фактор, що може призвести до виникнення відмов газопроводу. Класифікуватимемо їх за обставинами – i [i=1, які можуть виникнути при просіданні лесових, болотистих та інших грунтів; і=2 – при зсувах земної поверхні; і=3 - при механічному пошкодженні трубопроводу; і=4 - при вітровому навантаженні (наземна частина трубопроводу)]; за основними причинами відмов - j, та за видами подій - К.
Показник частоти l_ijk прояву Х_ijk-го фактору відмов газопроводу визначимо за запропонованою автором формулою:
       (1)
де l_ijk^Д - дійсний показник частоти прояву Х_іік-го фактору відмов газопроводу в конкретному районі або в країні;
l_ijk^П - потенційний показник частоти;
К _ijk^Д - кількість випадків відмов, що сталися протягом певного періоду внаслідок випадку, який стався при і-тій обставині, за і-ю причиною як наслідок К-ї події;
 - загальна кількість відмов;
К _ijk^П - потенційна кількість відмов газопроводу у межах району, країни на певний період як прояв Х_іік-го фактору;
 ^_ загальна потенційна кількість відмов.
Потенційна складова частоти прояву відмов газопроводу у формулі (1) розраховується як добуток дійсної складової на коефіцієнт збільшення відмов МГ (старіння трубопроводів, активізація природних процесів, тощо). Він встановлюється на основі статистичних даних відмов за певний період. Так, за останні 16 років експлуатації вітчизняних МГ частота їх відмов збільшилася з 0,35 рік^-1 до 0,42 рік^-1 на 1000 км, тобто у 1,2 рази.
Аварії на газопроводах характеризуються наявністю суттєвих розходжень у значеннях питомої частоти аварій l_сер у середньому по галузі й значеннях питомої частоти аварій l_МГ у цілому по конкретному газопроводу й локальної частоти l_п по його окремих ділянках, що розрізняються своїми конструктивно-технологічними характеристиками, особливостями проектування, будівництва й експлуатації за різних зовнішніх умов. Тому при дослідженні аварійного ризику експлуатації МГ неминуче постає питання ранжирування його окремих ділянок таким чином, щоб найнебезпечнішим з огляду технічного стану ділянкам приділялася найбільша увага - і при з'ясуванні прийнятності аварійного ризику, і при плануванні ремонтних робіт та інших превентивних заходах.
Залежно від сукупності конкретних значень різних факторів впливу (ФВ) на аварійність, що мають місце на розглянутій ділянці траси, інтенсивність аварій на ній буде в тому або іншому ступені відрізнятися від середньої по галузі l_сер. Ці розходження пропонується враховувати за допомогою інтегрального коефіцієнта впливу (k_впл), що показує, у скільки разів локальна інтенсивність аварій відрізняється від l_сер і розраховується як добуток 3-х коефіцієнтів впливу: регіонального (k_рег.), «діаметрального» (k_D) і локального (k_лок), тобто локальна інтенсивність аварій на n-ій ділянці траси може бути виражена [Мазур І.І., Іванцов О.М., 2004] як:
l_n = l_сер (k_рег×k_D× k_лок)     (2)
Для розрахунку локального значення інтенсивності аварій на п-ій ділянці траси авторами запропонована формула:
                                (3)
де B_ij - бальна оцінка фактора впливу;
p_i – частка і-ої групи фактора впливу;
q_ij – частка j-го фактора впливу в і-ій групі;
B_сер – бальна оцінка середньостатистичної по Україні ділянки МГ.
B_сер виходить на основі визначення середніх по Україні значень f_ijсер кожного фактора впливу і відповідних їм бальної оцінки B_ijсер.
Розрахунок по ній локальних значень інтенсивності аварій для кожної ділянки траси дає можливість одержати розподіл питомої частоти аварій по довжині траси l_п(х).
На практиці, при аналізі аварійного ризику на вітчизняних МГ, визначення l_п зустрічає значні труднощі через нестачу коректних статистичних даних з аварійності МГ. Якщо ця обставина має місце в конкретній роботі, допускається використати аналогічні статистичні дані по МГ, експлуатованих у подібних умовах і з подібними технічними характеристиками. При відсутності й таких даних, рекомендується дотримуватись логіки максимально консервативного підходу, приймаючи l_сер=3×10^-4 1/км ×рік, а k_рег взагалі не розраховувати.
У загальному аналіз аварійного ризику є складною комплексною процедурою, що включає чотири етапи.
На першому етапі виявляються основні потенційні небезпеки, властиві МГ.
На другому етапі проводиться аналіз і кількісна оцінка можливих наслідків від прогнозованих аварій. Третій етап являє собою частотний аналіз аварійних подій; він полягає у визначенні інтенсивностей (частот) і ймовірностей аварійних подій. На четвертому етапі дані про очікуваний збиток і втрати від окремих аварій комбінуються з даними про можливу інтенсивність і ймовірність аварійних подій, та розраховується величина прогнозованого аварійного ризику.
Після кожного з перерахованих етапів проводиться аналіз отриманих даних, і у випадку їхньої неприйнятності розробляються і реалізуються коригувальні впливи на МГ з метою знизити рівень його небезпеки.
У третьому розділі наведені результати експериментальних досліджень з визначення залишкового ресурсу лінійної частини магістральних газопроводів шляхом використання індикаторів навантаження.

Для вирішення проблеми оцінки залишкового ресурсу аварійно небезпечних ділянок МГ доцільно використовувати накладки з індикаторами навантаження. При цьому необхідно мати кінетичні діаграми втоми індикаторів, тобто криві втоми при різних ступенях їх пошкодження.

Провівши серію втомних випробувань індикаторів при різному ступені пошкодження (у нашому випадку, з різною довжиною вирощеної тріщини), отримаємо кінетичні діаграми втоми з імовірнісними характеристиками.
Суть даної методики полягає в наступному. На індикаторах вирощують з допомогою розробленої нами установки тріщини різної довжини і прикріплюють їх за допомогою точкового зварювання до моделей-вирізок. Моделі-вирізки з привареними індикаторами з вирощеними тріщинами групуємо за довжиною початкової тріщини. Потім проводимо серію втомних випробувань на розробленому дослідному стенді з індикаторами кожної групи до повного руйнування індикаторів.
Рівні навантаження визначають за умови охоплення для кожної серії інтервалу багатоциклової втоми (N = 10⁴-10⁷ циклів до руйнування) з найбільшою рівномірністю, що значно спрощує подальші імовірнісні розрахунки.
На другому етапі усі результати зводяться у генеральну вибірку і за допомогою програми обробки даних визначаються параметри усередненої кривої втоми ,  і . Для цього розроблено алгоритм обробки експериментальних даних, який призначений для використання у середовищі програмування комп’ютерної математичної системи Maple.
На основі алгоритму створена комп’ютерна програма для розрахунку та графічної побудови імовірнісних кривих втоми.
Приклад побудованих кінетичних кривих втоми індикаторів наведено на рис. 1. Знаючи величину  та кількість циклів за визначений період експлуатації , можна прогнозувати залишковий ресурс МГ в імовірнісному аспекті. Але при експлуатації МГ їх визначення є дуже складною задачею. В першу чергу це пояснюється випадковим характером навантаження, змінами режимів експлуатації та іншими випадковими факторами. Постійний контроль навантаження тільки частково знімає цю проблему.


Рис.1 Кінетичні криві втоми індикаторів з довжиною тріщини
1 – 0,5 мм; 2 – 1 мм; 3 – 1,5 мм; 4 – 2,5 мм
Так, навіть при постійному моніторингу за напруженим станом у випадку складного багаточастотного навантаження зробити висновок про еквівалентне напруження  та кількість циклів неможливо без значних спрощень гіпотетичного характеру при схематизації процесу. Нами пропонується визначати  і  з допомогою кінетичних кривих втоми індикаторів навантажування.
Для цього необхідно мати хоча б три зруйновані індикатори з різним початковим пошкодженням  і визначеним терміном експлуатації р_і, наприклад, за кількістю років експлуатації накладки до поломки індикатора (р₁<p₂<p₃).
При достатньо великих термінах експлуатації в одних умовах можна прийняти еквівалентну кількість циклів напружень за однаковий термін експлуатації  величиною незмінною.
Тоді ,  і ми можемо записати систему рівнянь розв’язком якої і будуть шукані величини  і .
,                            (4)
Маючи достатню кількість індикаторів з різною довжиною початкової тріщини, послідовно визначають напруження і кількість циклів за визначений період експлуатації ділянки МГ.

У нашому випадку втомні випробування моделей-вирізок проводяться при коефіцієнті асиметрії r=0, отже, відомими є тільки значення  та S₀. Для окремої ділянки МГ коефіцієнт асиметрії через дію внутрішнього тиску та можливий в ускладнених умовах експлуатації згин (зсув ґрунту, повітряні та підводні переходи тощо) може змінюватися в широких межах -1<r<1. Тому необхідним є приведення результатів втомних випробувань при r=0 до визначеного для конкретної ділянки МГ коефіцієнту асиметрії. Визначення  проводимо за рівняннями

 при r≤0;                                  (5)
 при r>0;                             (6)
де      y – коефіцієнт чутливості до асиметрії навантаження;
 – границя витривалості при симетричному циклі навантаження;
у_в – нижня межа границі міцності матеріалу труби.
Використовуючи параметри рівняння кривих втоми труби з різною імовірністю неруйнування, з допомогою одержаної інформації будують кінетичні криві втоми ділянки МГ і визначають залишковий ресурс в імовірнісному аспекті.
У розділі також приведена методика прогнозування залишкового ресурсу газопроводу з урахуванням пульсацій тиску. Для розв’язання цієї проблеми необхідно визначити відносне накопичення пошкоджень газопроводу під час його роботи у визначених умовах експлуатації. Для проведення експериментальних досліджень були взяті моделі – “вирізки” з газопроводу діаметром 820 мм і товщиною стінки 8 мм (сталь 19Г) без дефектів та з локальними механічними дефектами. За допомогою створеної у середовищі Maple програми розрахунку параметрів та побудови кінетичних кривих втоми з різною імовірністю не руйнування виконані розрахунки середньоквадратичного відхилення границі витривалості газопроводу та його залишкового ресурсу. Відмічено, що за даних параметрів дефектів і навантаженості загрози руйнування немає. Але, якщо врахувати відключення тиску в газопроводі (один раз на рік експлуатації), то залишковий ресурс значно зменшується і становить біля 18 років експлуатації.
У четвертому розділі запропонований метод прогнозування залишкового ресурсу устаткування заснований на спостереженні у процесі експлуатації, а також на узагальненні ряду статистичних параметрів експлуатації, відхилення яких можуть порушити встановлені норми експлуатації компресорної станції.
Результати вимірювань параметрів кожного агрегату використовують для побудови середньої кривої вимірювального параметра групи агрегатів в залежності від напрацювання кожного з них. Отримані ламані криві характеру зміни вимірюваного параметра кожної машини можна виправити збільшенням періодичності вимірювань діагностичного параметра і будувати середню криву для групи досліджуваних агрегатів.
Зміна середньої кривої виміряного параметра в часі буде мати вигляд функції
 (7)
де: б₁, …, б_n – коефіцієнти моделі кожного агрегату; t – напрацювання агрегату.
Критичне значення напрацювання пропонується визначити наступним чином. Для кожного агрегату встановлено критичне значення параметра або заводом-виробником, або досвідом експлуатації. Це означає, що кожний параметр має своє допустиме значення, яке відповідає нормальній роботі.
 QUOTE    
Із заданої множини S_кр для кожної кривої (агрегата) визначається критичне значення напрацювання Т_кр. Для m різних агрегатів встановлені m різних значень: Т_кр: Т_{1 кр}, Т_{2 кр},…, Т_{m кр}.
Серед визначальних параметрів діагностики ГПА найбільш часто використовується для визначення технічного стану ефективний коефіцієнт корисної дії (ККД). Метод побудови функції зміни ККД полягає в наступному: в процесі експлуатації для різних напрацювань агрегатів необхідно встановити різні значення ККД, розрахувати середнє значення з_гпа групи досліджуваних агрегатів для кожного напрацювання, побудувати статистичну криву зміни ККД з_гпа в залежності від напрацювання, функція якої має параболічну форму.
Використання методики оцінки еквівалентності режимів при різноманітних умовах роботи агрегатів  дозволяє встановити ресурс будь-якого агрегата , якщо відомі параметри експлуатації одного із них. Реалізуєтьсяся це наступним чином. Нехай в одних умовах роботи ГПА при його ресурсі t₁ ймовірність роботи без ремонту (або заміни), через досягнення критичного стану агрегата рівна ц_гпа (t₁, R₁).  QUOTE  Якщо необхідно зберегти у відсотках ймовірність роботи без ремонту в інших умовах експлуатації агрегатів, то необхідно задовільнити рівняння:
 (8)
де:  
 - значення інтенсивності відмов обладнання.
Так визначається величина ресурсу t₂ в нових умовах експлуатації агрегатів при відомих даних _ср (R₁), _ср (R₂) і t₁.
Прогресивна форма диференціації ресурсу – експлуатація ГПА за технічним станом. При різноманітних формах технічного обслуговування, заміни елементів і ремонти, включаючи капітальні, проводяться в залежності від фізичного стану кожного агрегату. Ця форма експлуатації найбільш повно задовольняє умову (8), оскільки вона забезпечує максимальне використання агрегатів в залежності від їх конструктивних можливостей. Відповідно, при збільшенні величин ресурсу більшість агрегатів буде ремонтуватися раніше встановленого терміну із врахуванням їх фактичного стану.
Критичне значення ефективного ККД характеризує ненормальний стан агрегатів. Заключення про критичне значення ефективного ККД базується на певному ряді критеріїв (критерій забезпечення мінімуму витрат або критерій безпечної роботи).
Оптимальне критичне значення ефективного ККД визначається напрацюванням, при якому сума втрат вартості недовиконаного об’єму робіт буде вищою вартості сукупності замінених елементів С_s.
Функція прибутку, принесеного агрегатом, залежить від часу t, ступеня відновлення ефективного ККД і від характеру його зміни в наступний період експлуатації. В цьому випадку вона виражається з залежності:
 (9)
де: С_s – вартість заміни елементів ГПА;
V - коефіцієнт варіації функції зміни ККД.
Прибуток, принесений агрегатом між двома сусідніми ремонтами (k і k+1), виражається через ефективний ККД:

де С^k(∆t_k) – прибуток при k –му значенні ККД .
Загальний прибуток, принесений агрегатом за весь міжремонтний цикл Т_мк до капітального ремонту, визначається наступним чином:


де: С⁰(∆t₀) – прибуток при нормальних значеннях ККД;
 р(t) – функція прибутку при нормальних значеннях; ∆t₀ = T_∆ – T₀ - період до першого ремонту.
Якщо відома функція швидкості прибутку C(t) і вартість заміни (або ремонту) елементів вимірювального агрегата C_s, віднесена на період напрацювання t, то середній одиничний чистий прибуток

Функція о(t) буде максимальною при досягненні агрегатом свого критичного стану. Критичне напрацювання Т_кр, відповідає критичному значенню ефективного ККД (з_{гпа кр}).
Метод визначення залишкового ресурсу ГПА полягає у вимірюванні ефективного ККД конкретного агрегата із врахуванням його критичного стану і зміною його в минулому, а також характеру зміни, виявленої для всієї сукупності ідентичних агрегатів.
Реалізація цього методу дає можливість отримати достовірний прогноз залишкового ресурсу і високий техніко-економічний ефект. Для цього спочатку необхідно побудувати середню функцію зміни ефективного ККД для групи однотипних спостережувальних агрегатів на основі середніх даних по критичному стану групи агрегатів, після чого встановлюють допустимі відхилення функції зміни ефективного ККД і його середнього значення.
Допустимі відхилення:
 QUOTE   )

де з_гпа  QUOTE  - середнє квадратичне значення ККД в перерізі А-А.
Рис. 9 – Визначення залишкового ресурсу агрегату:
1 – крива середніх значень ефективного ККД; 2, 3 –криві нижнього і верхнього відхилень від середніх значень ККД; 4 – крива зміни ефективного ККД агрегату; А-А – переріз, де визначаються відхилення від середнього значення.
Далі для знайдених величин U₁ і U₂ будують відповідні криві для декількох значень напрацювання, де проводять вимірювання (діагностику).
Послідовно, при критичних значеннях з_1кр = з_2кр = з_{гпа кр} визначають відповідні напрацювання Т_1кр і Т_2кр для кривих 1 і 2.
У п’ятому розділі дисертації розроблені засоби та заходи підвищення ефективності експлуатації компресорних станцій магістральних газопроводів. Відомо, що біля 16% ГПА фізично і морально застаріли, мають порівняно низький ККД – 24-26 %, незадовільні екологічні характеристики за рівнем шуму та концентрації шкідливих ( ) та токсичних ( ) теплових викидів з вихлопними газами у навколишнє середовище. Для зниження токсичності продуктів згорання вуглеводневих палив розроблено науково-технічну програму з модернізації штатних камер згорання ГТК-10, суть якої полягає у заміні периферійних пальників регістрового типу на прямоточні пальники трубчастого типу (І-ий етап модернізації) та збільшенні первинного надлишку повітря (ІІ-ий етап модернізації) за рахунок збільшення подачі повітря через фронтовий пристрій з трубчастими пальниками з одночасним зменшенням подачі паливного газу (приблизно на 10% при однаковій ефективній потужності ГПА). При цьому досягається зниження емісії СО за рахунок поліпшення ефективності сумішоутворення у зоні горіння паливного газу та підвищення однорідності структури цієї зони.
В результаті модернізації досягнуто приріст (Dh_е )ефективного ККД ГПА порівняно з варіантом, коли ГПА оснащено штатною камерою згоряння з регістровими пальниками та патрубками локального дозованого вдуву (ЛДВ) у середньому на 3,4%, що еквівалентно відносному приросту (dh_е = =100*Dh/h_е, %) ККД приблизно на 10,7...11,8 % (залежно від режиму експлуатації) і такому ж рівню економії природного газу на привод ГПА (рис. 3).

Рисунок 3 – Діаграма рівнів витрат паливного газу на привід ГПА ГТК-10-4 при різних оборотах ТНД в початковому (І) і в модернізованому (ІІ) варіанті експлуатації
При застосування трубчастої технології тільки на одному ГПА за рахунок зниження витрат паливного газу на власні потреби на 10% економічний ефект складає близько 1 млн. грн. на рік (при терміні реалізації 1 місяць з терміном окупності заходів по застосуванню трубчастої технології 1-2 місяці).
У результаті модернізації камери згоряння досягається: підвищення надійності експлуатації ГПА ГТК-10 за рахунок високої ефективності роботи модернізованої камери згоряння в широкому діапазоні режимів експлуатації ГПА та розширення запасу по ефективній потужності агрегату; підвищення коефіцієнта надлишку повітря у камері згоряння ГПА (приблизно на 10% при однаковій ефективній потужності); утворення однорідної термічної структури потоку та підвищення рівномірності поля температур газів перед сопловим апаратом ТВТ; зниження рівня максимумів температур перед турбіною високого тиску при однозначній ефективній потужності (з оптимізованим і штатним варіантом камери згоряння).
Важливим напрямком підвищення ефективності експлуатації компресорних станцій є використання вторинних енергоресурсів. У ВАТ “Укргазпроект” за участю автора розроблена схема (рис. 4) для одержання вуглекислоти на КС з електроприводним ГПА і газотурбінними агрегатами вуглекислотну установку на імпортному устаткуванні, що використовує побічний продукт - вуглекислий газ, який міститься в продуктах згоряння працюючих газових опалювальних котелень на КС із газотурбінними ГПА.

Рисунок 4 – Принципова технологічна схема одержання вуглекислоти з використанням вторинних ресурсів КС газопроводів: 1 – газотурбінний газоперекачувальний агрегат; 2 – випускний тракт агрегату; 3 – паровий котел-утилізатор; 4, 11 – засувка з електроприводом; 5 – димова труба; 6 – димосос; 7 – вуглекислотна установка; 8 – шибер; 9 – димохід; 10 – котельня; 12 – вентилятор; 13 – блок управління; 14 – газоаналізатор; 15 – відвід; 16 – парова турбіна з електрогенератором; 17 – конденсатор; 18 – конденсатний насос; 19 – блок водопідготовки
Димові гази газових котелень, як сировина для одержання рідкої вуглекислоти, повинні відповідати певним вимогам, що дозволяють вести технологічний процес з максимальною ефективністю. Вміст СО₂ в них повинен бути максимальним (не менш ніж 9,0%) при мінімальному вмісті кисню.
Кисень є окислювачем абсорбенту СО₂ з димових газів і суттєво впливає на його витрату. Абсорбентом є розчин моноетаноламіну (МЕА). Тому процес спалювання природного газу для одержання димових газів повинен здійснюватись з мінімально-можливим коефіцієнтом надлишку повітря.
Для спільних цілей теплофікації КС і одержання вуглекислоти визначений оптимальний коефіцієнт надлишку повітря a.
Для вибору оптимальних параметрів газової опалювальної котельні, як генератора вуглекислого газу, на ПЕОМ були проведені розрахунки термодинамічно рівноважних складів продуктів згоряння природного газу різних родовищ при коефіцієнтах надлишку повітря в інтервалі 0,8¸1,2.
Аналіз результатів розрахунку, які проведені в Інституті газу НАНУ і ВАТ “Укргазпроект”, показує, що оптимальною величиною a при використанні продуктів згоряння газу для одержання вуглекислоти є a»0,9. При цьому режимі горіння відсутні залишковий кисень, оксиди азоту, а вміст СО₂ у продуктах згоряння максимальний. Для продуктів згоряння природного газу різних, вибраних нами, родовищ величини СО₂ складають 9,46¸9,71% об.
Згідно з усередненими паспортними даними теплова потужність газових опалювальних котелень КС з різними типами ГПА складає близько 4,2 МВт, а витрата природного газу - 500 м³/год. При цьому витрата повітря при a»0,9 для газу різних родовищ у середньому приблизно дорівнює 4150 м³/год. При спалюванні такої кількості газів з продуктів згоряння можна одержати 500 кг/год (12 т/добу) рідкої вуглекислоти.
Шостий розділ дисертації присвячений розробці науково-технічних заходів та засобів підвищення акустичної ефективності компресорних станцій магістральних газопроводів.
Інтенсивним джерелом шуму на КС є вихлопні шахти газоперекачувальних агрегатів. Як правило, для зниження рівня шуму вихлопу ГПА із судновим та авіаційним приводами типу ГПА-Ц-6,3, ГПА-Ц-16, ГПА-10 й ін. застосовують одно - або двоступінчасті глушники, які представляють собою набір плоских металевих перфорованих пластин, заповнених базальтовим волокном і встановлених паралельно до потоку вихлопних газів ГПА. Ефект глушіння шуму полягає в поглинанні порами звуковбирного волокна звукової енергії, що витрачається на подолання тертя часток повітря і інерції кістяка звуковбирного матеріалу. Однак, такі глушники мають низьку акустичну ефективність (близько 5 дБ) і експлуатаційну надійність. Під впливом швидкісного потоку гарячих (понад 350°С) вихлопних газів ГПА відбувається руйнування поверхонь перфорованих пластин і викид металу та звукоізоляційного матеріалу в атмосферу.
Разом з тим, ці задачі можуть бути більш ефективно вирішені встановленням у вихлопних шахтах ГПА шумоглушників-утилізаторів (ШУТ), які забезпечують зниження шуму вихлопу агрегатів з одночасною утилізацією теплоти їхніх вихлопних газів для підігріву води, повітря і інших теплоносіїв у системах теплопостачання КС. Такий шумоглушник-утилізатор (ШУТ) для ГТУ був запропонований інститутом “Укргазпроект” на рівні винаходу. Конструкція такого шумоглушника наведена на рис 5. Потік вихлопних газів надходить на вхід у шумоглушник-теплоутилізатор, а потім у простір між обтічниками, де відбувається дроблення потоку, його багаторазові звуження й розширення за рахунок прямокутних труб теплообмінників. При цьому відбувається відбиття звукових хвиль від прямокутних стінок і їхній вплив на осьовий потік вихлопних газів ГПА Водночас відбувається інтенсивне охолодження потоку газів циркулюючім в каналах теплообмінника охолоджувачем. Це приводить до додаткового зниження рівня шуму вихлопу завдяки відбиттю звукових хвиль і їхнього накладення на осьовий потік вихлопних газів через різницю імпедансів поблизу стінки теплообмінника і у потоці газів.

Рис. 5 – Шумоглушник-утилізатор для ГПА: 1 - корпус; 2 – впускний отвір; 3 – випускний отвір; 4 - обтічник; 5 - утилізаційний теплообмінник; 6 - підвідний повітряний колектор; 7 –відвідний повітряний колектор; 8 - звуковбирне волокно.
З погляду газової динаміки запропонований шумоглушник можна розглядати як трубопровід із системою місцевих опорів, що мають зверхність в утворенні сумарного протитиску постійному потоку відпрацьованих газів.
Аеродинамічний опір шумоглушника-утилізатора
                               (11)
де – сумарний коефіцієнт опору шумоглушника-утилізатора, приведений до вхідного перетину дифузора;
Q_o і F_o - відповідно витрата вихлопних газів (м³/с) і площа вхідного перетину прямокутного дифузора, м²;
с – густина вихлопних газів, кг/м³.
Для розроблювальної конструкції ШУТ коефіцієнт опору з деякими допущеннями може бути наданий у вигляді
                          (12)
де А_шут- постійна, що характеризує конструктивні розміри ШУТ;
N – кількість касет-обтічників;
y - відстань між осями дифузора й касет, м;
D_o – характерний розмір перетину прямокутного дифузора, м;
л - коефіцієнт опору прямокутної труби (л = 0,06);
Dr - гідравлічний діаметр прямокутного вхідного отвору ШУТ, м.
Акустична ефективність нової конструкції шумоглушника-утилізатора для ГПА визначається за методикою, розробленою в лабораторії охорони праці ТОВ „ВНІІгаз” за участю фахівців ВАТ „Укргазпроект”, в тому числі і автора, і Московського автомеханічного інституту. Вона являє собою суму
ДL= ДLp+ ДLa, дБ,                        (13)
де ДL_p і ДL_a - акустична ефективність відповідно до реактивної і абсорбційної частини ШУТ, дБ.
Розрахунок абсорбційної частини ШУТ зводиться до акустичного розрахунку пластинчастого глушника шуму.
Акустична ефективність реактивної частини ШУТ визначається для багатокамерного глушника за формулою:
дБ, (14)
де:
 (15)
де m - ступінь розширення, рівна відношенню площі перетину камери S_к до площі поперечного перерізу трубопроводу;
k=2рf/c - хвильове число, м^-1;
f - частота звуку, l/с;
с - швидкість звуку в потоці вихлопних газів, м/с;
l_k - довжина камери, м;
l_TP – довжина трубопроводу, м;
N - число камер.
Як критерій оптимальності при виборі акустичних характеристик прийнятий максимум акустичної ефективності глушника. При визначенні його енергетичних характеристик науково обґрунтовані вибір і прийнятий як критерій оптимальності мінімум питомих наведених витрат. Таким чином, при розробці шумоглушників-утилізаторів для ГПА вирішується двокритеріальне завдання оптимізації.

ВИСНОВКИ
Вирішено важливу науково-прикладну проблему підвищення ефективності магістральних газопроводів на пізній стадії експлуатації шляхом встановлення автором конкретизації закономірностей впливу на аварійність природних та техногенних факторів, методів та методик для визначення залишкового ресурсу лінійної частини трубопроводів та обладнання компресорних станцій, а також енергоекологічних безпечних засобів та методів.
Основні наукові та практичні результати, висновки і рекомендації роботи:
1.                Запропонована, забезпечена кількісною інформацією, аналітичні залежності для визначення показника прояву природних та техногенних факторів на частоту відмов газопроводу в конкретному районі; для розрахунку локального значення інтенсивності аварій на окремій ділянці вітчизняних газопроводів проведено бальне оцінювання окремих факторів впливу; розроблена загальна схема послідовності вивчення відмов при експлуатації газопроводів, що складається з чотирьох етапів: на першому етапі виявляються основні потенційні небезпеки, на другому – проводиться аналіз і кількісна оцінка можливих наслідків, на третьому визначаються інтенсивність (частота) та ймовірність аварійних подій, а на четвертому етапі розраховуються збитки і втрати від окремих аварій та величина прогнозованого ризику..
2.                На основі теоретичних та експериментальних досліджень удосконалено метод оцінки ймовірності руйнування магістральних газопроводів за допомогою індикаторів навантаженості на основі закономірностей кінетики втомного руйнування. Метод дає змогу прогнозувати залишковий ресурс та критичні деформації окремих ділянок газопроводів. Розроблено методику прогнозування залишкового ресурсу з урахуванням пульсацій тиску та ступеня пошкодження ділянки газопроводу. Проведено експериментальні дослідження моделей-“вирізок” з газопроводу діаметром 820 мм і товщиною стінки 8 мм (матеріал – сталь 19Г) без дефектів і з локальними механічними дефектами. Розраховано залишковий ресурс пошкодженої ділянки газопроводу, і відмічено, що за даних параметрів дефектів і навантаженості дефект не несе загрози руйнування, але, якщо врахувати відключення тиску в газопроводі (один раз на рік експлуатації), то залишковий ресурс значно зменшується і становить біля 18 років експлуатації.