ЭХЗ. Удк 6219 сравнительный анализ методов эхз в трубопроводном транспорте л. С. Булатова, Л. А. Шацкая
 Скачать 6.21 Mb.
|
|
Библиографический список: 1. Балавин, М.А. Опыт создания и внедрения систем автоматического управления»/ М.А. Балавин, С.В. Лазаревич, Г.С. Нахшин, С.П. Продовиков, А.З. Шайхутдинов // Газовая промышленность. – 2006.- №8.-С.30-31. 2. ТО-6017-71. Газоперекачивающий агрегат мощностью 10 МВт. Л.: Невский машиностроительный завод, 1972. 555 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ 3. ТО - 6384 – 76. Гидропневматическая система регулирования ГТК- 10-4. Л.: Невский машиностроительный завод, 1976. 4. Тельнов, К.А. Автоматизация газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводом / Тельнов К.А. [и др.]. // Недра, 1983. - 280 с ТРАНСФОРМАЦИЯ ПОДХОДОВ К ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ В ПРОЕКТАХ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА Н.С. Абрамова Самарский государственный технический университет, Самара, Россия, abramowans@yandex.ru Эффективность технических решений тесно связана с уровнем надежности, который эти решения обеспечивают проектируемой системе. При низком уровне надежности отказы возникают слишком часто, тогда либо существенно растут затраты на частые ремонты (устранение отказов), либо система не может выполнять требуемую функцию. Для систем с высоким уровнем надежности (безотказности) весьма высоки затраты на проектирование и производство, что может быть экономические нецелесообразно. Таким образом, между системами с низким уровнем надежности и высокой стоимостью ремонта и система с высоким уровнем надежности и высокими первоначальными затратами существует устойчивое равновесие (Рис. 1а). Тогда можно определить такой уровень надежности (безотказности) при котором, затраты на протяжении всего жизненного цикла системы будут минимальны. а) б) Рис. 1. Зависимость стоимости системы от ее безотказности 556 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ При определении оптимального уровня надежности для объектов трубопроводного транспорта нефти и газа, относящихся к опасным производственным объектам, помимо экономических факторов могут дополнительно учитываться ограничения по безопасности системы (Рис. 1б). Тогда общепринятую модель оценки эффективности технических решений можно представить в виде последовательности следующих шагов. 1. Анализ требований к проекту и выработка набора альтернативных технических решений, удовлетворяющих требованиям; 2. Задание ограничений (базовых условий) по проекту: нормативно-правовые требования в области ОТ, ПБ и ООС; требования к безопасности оборудования с учетом анализа рисков и критериев приемлемости безопасности; требования нормативно-правовых актов и нормативных документов контролирующих органов в области проектирования и эксплуатации объектов трубопроводного транспорта углеводородов; организационно-экономические ограничения (бюджет, сроки реализации, национальные и межнациональные соглашения, условия контрактов и пр.); технические ограничения. 3. Определение предпочтительного варианта технического решения на базе экономической оценки (например, сравнение по приведенным затратам) 4. При необходимости процесс может носить циклический характер, предполагающий наличие этапов модификации / оптимизации решения. Следует отметить, что в данной модели техническое решение проверяется на соответствие минимальным требованиям – ограничениям по проекту. После чего все варианты решений признаются равнозначными и выбор наиболее предпочтительного из них осуществляется на базе экономической оценки. При таком подходе не учитывается фактор неопределенности входных данных (Рис. 2). Пусть для некоторой технологической системы на стадии «Основные технические решения» было выявлено два альтернативных варианта: решение А и решение Б. При заданном уровне безотказности системы по критерию минимальной полной стоимости предпочтительным оказалось решение Б. Если учесть, что точность экономической оценки на стадии «Основные технические решения» составляет ± 30%, то для решения Б кривая зависимости может сдвинутся вверх (Решение Б1) и тогда полная стоимость при заданном уровне безотказности переместится из точки Б в точку Б1. В этом случае предпочтительным окажется решение А. 557 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 2. Влияние фактора неопределенности на стоимость и безотказность системы Среди факторов неопределенности, способных повлиять на выбор того или иного варианта технического решения, помимо экономических существует целый ряд технических (использование новых технологий; остановы, вызванные технологическим / приемным оборудованием сегмента «downstream» и т.п.), административных и других факторов. Для решения задачи по учету неопределенности предлагаем внести следующее изменение в модель определения эффективности технического решения: заменить блок «Экономическая оценка» на блок «Критериальная оценка», включающий: экономический критерий – минимальная стоимость владения на протяжении всего жизненного цикла; технологический критерий – надежность (безотказность, ремонтопригодность, долговечность, сохраняемость, восстанавливаемость, готовность); критерий безопасности – промышленная безопасность и минимизация воздействия на окружающую среду; критерий гибкости – возможность расширения, модификации, повторного использования; административный критерий – импортозамещение, применение ресурсосберегающих технологий и пр. Так как рассматриваемые показатели могут оцениваться как количественно, так и качественно, то в качестве результирующей будет использована балльная оценка, проводимая экспертами. В состав экспертной группы следует включать представителей заказчика (потребителя), проектной организации, изготовителя 558 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ продукции, а также сторонних экспертов, имеющих опыт применения рассматриваемой технологии. Применение предложенного метода критериальной оценки позволит обеспечить всех участников процесса единым подходом к формированию понятия эффективности технического решения и инструментарием для его оценки. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМОВ ДОННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И ИХ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПО ДНИЩУ РЕЗЕРВУАРА А.И. Арефьев, А.А. Мордовин, М.Р. Терегулов Самарский Государственный Технический Университет, г. Самара, Россия. tt@samgtu.ru , teregulovmrtt@gmail.com При эксплуатации резервуарных парков, нефтяные компании сталкиваются с рядом проблем. Одна из которых образование парафинистых отложений при хранении нефти в резервуарах. Отложения распределяются по дну неравномерно, наибольшая его толщина создается в участках, удаленных от приемо-раздаточных патрубков и устройств размыва донных отложений. Со временем осадок уплотняется и в отдельных зонах трудно поддается размыву. В результате эксплуатирующие организации сталкиваются с комплексом проблем, связанных с ухудшением эффективности размыва донных отложений штатными винтовыми мешалками, ускорением коррозионных процессов в местах уплотнений осадка и выводом резервуара из эксплуатации, при котором может возникнуть недопустимым креном понтона/плавающей крыши при опирании стоек на неравномерную поверхность, что требует дополнительных мероприятий и материальных затрат. На сегодняшний день, при определении объёмов донных отложений используют методику, представленную в РД-39-30-1053-84. Замер производиться ручным способом с использованием устройства для замера донных парафинистых отложений см. рис.1. 559 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.1 Общий вид устройства для замера донных парафинистых отложений в нефтяных резервуарах: 1 – металлическая измерительная рулетка по ГОСТ 7502-80; 2 – стандартный лот (груз) по ГОСТ 7502-80; 3 – плосткая пластинка диаметром 80-90 мм и толщиной 3-4 мм с загнутыми кромками. Рис.2 Принципиальная схема размещения люков для замера донных парафинистых отложений на покрытии нефтяных резервуаров: а) резервуары ёмкостью до 10000 м 3 с боковым вводом ППР; б) резервуары ёмкостью свыше 10000 м 3 с боковым вводом ППР; 1 – существующий замерный люк; 2,3,4 – существующие световые или дополнительные замерные люки, расположенные на осевых или вблизи осевых линий АВ и СД на покрытии резервуаров. Рис. 3 Зоны распределения смоло- парафинистого осадка на днище нефтяных резервуаров: - зоны максимальных и минимальных отложений при скоростях поступления нефти через ППР – 2 м/с; 1 – существующий замерный люк; 2,3,4 – существующие световые или дополнительные замерные люки, расположенные на покрытии резервуаров. Замеры производятся через замерные люки, оборудованные искробезопасным ободом, подключённым к общему контуру заземления приборов на крыше резервуара см. рис.2. Величину (толщину) донного парафинистого осадка в каждом замерном люке определяют, как разность высот: базовой (трафаретной) высоты замерных люков и высоты до поверхности осадка, замеряемой в этих же люках. Замер донного парафинистого осадка в нефтяных резервуарах осуществляют не реже 1 раза в месяц (целесообразно перед включением в работу системы размыва осадка), сдренировав подтоварную воду. 560 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ В настоящее время подавляющее количество резервуаров для нефти согласно п.п. 5.5.3 ГОСТ 31385-2016 оснащаются понтоном или плавающей крышей (РВСП и РВСПК – соответственно.). Резервуары типа РВС используются как технологические ёмкости приёма аварийного объёма жидкости при возникновении нестационарных режимов в магистральном трубопроводе или в технологических процессах сбора и подготовки промысловых нефтебаз, наличие понтона, в работе которых - затрудняет работу технологического оборудования. Таким образом на резервуарах, оснащённых понтонами ручной замер уровня донных отложений технически невозможен в диаметрально- противоположных точках днища, и осуществляется в одном месте – проход трубы направляющей понтона. Невозможность своевременной оценки величины донных отложений создаёт опасность заклинивания понтонной конструкции, проблемами при установке понтона на стоки в ремонтное положение, для ручной зачистки внутренней поверхности днища, что неизбежно приводит к уменьшению срока эксплуатации повсеместно-применяемых алюминиевых конструкций понтонов. Одним из методов решения данной проблемы, так же автоматизации и своевременного планирования циклов размыва донных отложений может являться дистанционное измерение рельефа донных отложений методом гидроакустической эхолокации. В настоящее время существует множество программных продуктов с излучателями и приёмниками гидроакустических волн, вычисляющих дальность действия гидроакустических средств при заданных координатах и параметрах источника зондирующего сигнала и объекта эхолокации в виде поверхности рельефа. На резервуарах с понтоном возможна установка автоматического комплекса на патрубок понтона, с последующим выводом дискретного сигнала на автоматическое рабочее место (АРМ) оператора на станции. Дистанционный замер исключает человеческий фактор, повышая точность и частоту измерений. Антенна-приемник размещается в коробе взрывозащищённого исполнения с креплением на патрубке понтона см. рис. 4. Результатом замеров осадка будет является объёмная трехмерная модель отложений на поверхности днища резервуара. 561 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 4 Вариант установки прибора на резервуаре типа РВСП Вариант замера донного осадка на резервуаре не оборудованный понтоном (РВС) представлен на рис.5. Ручной замер в данном случае может быть осуществлён переносным устройством через центральный или периферийный патрубок крыши резервуара. Устройство фиксирует данные с последующей обработкой на АРМе оператора станции 562 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 5 Вариант замера донного осадка на резервуаре не оборудованный понтоном – тип РВС. Принцип работы гидроакустического эхолокатора в том, что помещенная в резервуар во взрывозащищенном пакете антенна-приемник испуская звуковую волну меняет свою скорость, проходя через вещества различной плотности. Волны равномерно распределяются по всему объему резервуара. Волны, отражаясь от поверхностей разных плотностей, поступают обратно в приемник. Считывающее устройство записывает длину и частоту волны, анализируя изменение скорости при прохождении слоёв различной плотности. При достижениях волной участка поверхности плотного вещества (откалиброванного ранее прибором), происходит отражение от его поверхности, вторичную волну отражения фиксирует приёмник отражённого сигнала. Таким образом, поэтапно происходит замер по всему объёму полости заполненного резервуара. Максимальная точность измерений достигается поправкой на посторонние шумы, выполненной при калибровке прибора. Метод гидроакустическая эхолокации отлично зарекомендовал себя не только в военном и гражданском судоходстве, но и в геофизических исследованиях донной поверхности морей и океанов, а накопленный опыт и технические решения целесообразно применять на объектах хранения и транспортировки нефти. 563 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Библиографический список: 1. ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для неыти и нефтепродуктов. Общие технические условия. – М., Стандартинформ, 2016; 2. РД 39-30-1053-84 Методика определения величины донных парафинистых отложений в нефтяных резервуарах. – Уфа, ВНИИСПТнефть, 1984; 3. ГОСТ 7502-80. Рулетки измерительные металлические. Технические условия; 4. Правила технической эксплуатации нефтебаз. – М., Недра, 1976. 5. РД-23.020.00-КТН-053-17 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Правила технической эксплуатации нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и нефтебаз, - 2017. УДК 621.64:622.69 РЕМОНТ И МОДЕРНИЗАЦИЯ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КАК СРЕДСТВО РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЯ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА В.Н. Артюшкин Самарский государственный технический университет г. Самара, Россия. tt @ samgtu. Ru В современных условиях рыночной экономики и жесткой конкуренции весьма актуальным становится вопрос об экономии и рациональном использовании ресурсов. В последнее время проблема экономии ресурсов на предприятии особенно обострилась. Ресурсосбережение – это комплекс мероприятий, связанный с экономичным и эффективным использованием факторов производства. В связи с этим возникает необходимость проведения технического перевооружения и модернизации действующего оборудования с целью его эффективного использования. Соблюдение ресурсосбережения – важная характеристика качества техники и технологии. Техника считается ресурсосберегающей, если она требует меньше расхода ресурсов на изготовление, эксплуатацию и ремонт. При эксплуатации оборудования возникают материальные и энергетические потери, поэтому в промышленном ресурсосбережении рассматриваются два направления: материалосбережение и энергосбережение [1]: 564 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ 1. Мат ериалосб ережени е – это сокращение потерь нефти и нефтепродуктов при их транспортировке по магистральным трубопроводам и отводам, при хранении и наливе, а также рациональное использование материалов и рациональная эксплуатация и своевременный ремонт технологического оборудования и сооружений, продлевающие срок их службы, с соблюдением требований промышленной и экологической безопасности. 2. Энергосб ережение – это снижение энергетических затрат (топлива, тепловой и электрической энергии) на объектах трубопроводного транспорта углеводородов при их транспортировке по магистральным трубопроводам и отводам и рациональная эксплуатация и своевременный ремонт энергетического оборудования и силовых установок. Поэтому ресурсосбережение на производственном предприятии состоит в своевременном выявлении и целенаправленном воздействии на факторы повышения скорости расходования материальных и трудовых ресурсов при эксплуатации оборудования. Обеспечить эти процессы можно с помощью мониторинга технического состояния оборудования и эффективности действий персонала по ресурсосбережению. Мониторинг целесообразно строить снизу вверх, от причин к следствию – это обеспечит объективность и своевременность информации и высокую скорость реакции персонала, и, как следствие, эффективность ресурсосберегающих мероприятий [2, 6]. Каждый вид оборудования имеет свой срок службы и ресурс эксплуатации, а также свою величину потребляемой мощности. Срок службы объекта – это календарное время, равное периоду эксплуатации, отсчитываемое от ввода в эксплуатацию объекта до достижения им предельного состояния и снятия с эксплуатации. Ресурс объекта – это полная наработка объекта, выраженная в часах, километрах и т. п. и отсчитываемая от ввода в эксплуатацию объекта до достижения им предельного состояния и снятия с эксплуатации. Ремонт оборудования приводит к восстановлению его основных параметров для дальнейшего использования, а модернизация позволяет увеличить срок службы и снизить затраты на потребляемую энергию. На рис. 1 представлено примерное распределение установленной мощности, потребляемой механо-технологическим оборудованием в трубопроводном транспорте нефти [3]. Из рисунка видно, что главными потребителями энергии являются магистральные насосные агрегаты. 565 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 1. Установленная мощность электрооборудования по направлениям использования Магистральные центробежные насосы – это мощные энергоемкие машины, поэтому их эффективная экономичная эксплуатация – весьма важная задача. Отечественные насосные агрегаты типа НМ по коэффициенту полезного действия и основным техническим характеристикам соответствуют лучшим зарубежным образцам и имеют при номинальной подаче КПД от 83 до 90 %. Тем не менее, повышение КПД насосов – один из путей снижения потребляемой ими электроэнергии. Экономичность работы насосного оборудования определяется значением КПД в процессе эксплуатации. В связи с этим при эксплуатации необходимо осуществлять анализ фактических напорных и энергетических характеристик насосов и разрабатывать мероприятия по их улучшению. Фактические показатели работы насосных агрегатов при перекачке нефти обнаруживают, что в процессе эксплуатации насосов наблюдаются снижения КПД в среднем на 6 % и развиваемого напора – на 9-10 % по сравнению с их паспортными значениями. Это снижение приводит к значительному экономическому ущербу. Для иллюстрации приведем пример. Определим ущерб от снижения КПД насоса НМ 10000-210 по сравнению с паспортом на 5 % в оптимальном режиме Электропривод (МНА) 81,40% Насосы 2,91% Сушилки 0,03% Прочее 14,37% Освещение 0,58% Сварочное оборудование 0,07% Подъемно- транспортное оборудование 0,04% Компрессоры 0,02% Вентиляционное оборудование 0,57% 566 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ при перекачке нефти с плотностью 860 кг/м 3 . В указанном режиме КПД насоса равен 0,80, а КПД электродвигателя – 0,97 [3]. Затраты мощности двигателя составят 5700 кВт, если он работает в соответствии с паспортными данными. Пять процентов от этой величины составят 285 кВт. При годовой работе насоса (8400 ч) потери электроэнергии составят 2394 тыс. кВт·ч. Этот простой пример четко иллюстрирует важность мероприятий по повышению экономичности работы насосов. Основной причиной снижения КПД насосных агрегатов в межремонтный период является износ щелевого уплотнения и рост перетечек из полости нагнетания во всасывающий патрубок. Поток перетечек через щелевое уплотнение не только уменьшает производительность насоса, но и изменяет условия всасывания, что приводит к дополнительным потерям напора, появлению рециркуляционных зон, а в некоторых режимах – и к росту кавитационных зон при достаточных кавитационных запасах и росту вибраций. Повышение КПД можно достигнуть за счет проведения своевременной замены деталей, диагностики и капитального ремонта насосов. Эффективность работы магистрального нефтепровода зависит в большей степени от надежности функционирования технического обслуживания. Самой важной составляющей системы технического обслуживания является ремонтное обслуживание. В процессе эксплуатации насоса должен проводиться его плановый диагностический контроль. Плановый диагностический контроль должен включать в себя определение напора и КПД насоса, контроль и анализ вибрационных параметров, уровня шума, температуры подшипников насоса, параметров работы масло установки (температуры масла в баке, температуры масла после маслоохладителя, уровень масла в баке, давления в напорном трубопроводе маслонасоса, давления в конце масляной линии). Периодичность контроля и предельные значения контролируемых параметров и показателей должны быть приведены в паспорте и руководстве по эксплуатации конкретного насосного агрегата. Потенциал экономии электроэнергии при использовании более энергоэффективного насосного агрегата может составить 5-10 %. Потенциал экономии при капитальном ремонте насоса, повышающий его КПД, определяется следующим образом: 3 эл пр ср з П N n К 10 , тыс. кВт·ч, где: N пр – мощность электропривода, кВт; ср – среднегодовая наработка насосного агрегата, ч; n – количество насосов, шт.; К з – коэффициент загрузки, изменяющийся в пределах 0,75 ÷ 0,95; 567 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ – потенциал повышения эффективности. При капитальном ремонте насоса минимальный потенциал составляет 0,01, или 1 %, а при замене насоса – 0,05, или 5 %. Например, потенциал экономии при ремонте 12 насосов НПВ-5000, установленных на НПС ОАО «Сибнефтепровод», составил: 3 эл П 2000 2000 12 0,75 0,01 10 360,0 тыс. кВт·ч, или 615,6 тыс. руб. (в ценах 2010 года). Должен быть также правильно выбран приводной электродвигатель. Если мощность электродвигателя в 1,2-1,25 раза выше мощности, потребляемой насосом, то насос будет работать в режиме максимального КПД, что приведет к экономии электроэнергии. Мероприятия по повышению КПД насосного агрегата заключаются в постепенном переходе на более современные приводные электрические двигатели при замене морально устаревших или вышедших из строя, что позволит повысить КПД для синхронных электродвигателей на 0,5 %, а для асинхронных электродвигателей – на 2 % [3]. До недавнего времени в России не было заводов-изготовителей, которые производят магистральные насосы. Компания «Транснефть» вынуждена была закупать насосы за рубежом, а именно на Украине (ОАО «Сумский завод «Насосэнергомаш») и в Великобритании (Sulzer Pamps Ltd). Качество, затраты электроэнергии, характеристики и сроки поставки этих насосов не в полной мере удовлетворяли требованиям компании. Так, фактические показатели работы основных магистральных насосов типа НМ отличаются от паспортных характеристик и КПД в среднем на 1-6 %. В целях энергосбережения на НПС регулярно проводятся измерения КПД насосных агрегатов для контроля удельного расхода электроэнергии на двигателях магистральных и подпорных агрегатов. В программе инноваций ПАО «Транснефть» наряду с рядом проектов предусмотрено создание высоконадежного механо-технологического оборудования и энергоэффективных насосных агрегатов с повышенным КПД [4]. В целях модернизации и импортозамещения оборудования ПАО «Транснефть» организовала разработку новых отечественных насосов. Еще в 2010 году была завершена разработка первого отечественного магистрального нефтяного насоса на подачу 7000 м 3 /ч совместно с предприятием Федерального космического агентства «Турбонасос». А в 2011 год на производственных объектах компании были внедрены 16 магистральных насосов новой конструкции, включая два новых насосных агрегата НММ-1250-400-2УХЛ4. Целью модернизации являются: - снижение электропотребления; - повышение надежности; 568 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ - улучшение ремонтопригодности; - приведение конструкции в соответствие со стандартом API 610 [5]. В результате модернизации предполагается достигнуть: – повышения экономичности модернизированных насосов на 1-1,5 % по сравнению с насосами по ТУ 26-06-1053-76; – повышения экономичности насосов, находящихся длительное время в эксплуатации, на 3-8 % (в зависимости от типоразмера); – увеличения наработки насоса на отказ до 40000 часов; – увеличения ресурса до капитального ремонта до 63000 часов; – улучшение ремонтопригодности; – продления срока службы насосов, находящихся в эксплуатации, на 20-25 лет; – увеличения срока службы нового модернизированного изделия до 50 лет. На рис. 2 показана конструкция модернизированного магистрального насоса [3]. Основные конструктивные особенности модернизации следующие: - замена проточной части в целях повышения экономичности и снижения виброактивности; - применение упорных подшипников качения фирмы SKF, обладающих высокой степенью надежности; - применение высоконадежных торцовых уплотнений патронного типа с гидроциклонным сепаратором, практически исключающих утечки перекачиваемой нефти; - замена зубчатых муфт на пластинчатые, не требующие смазки, снижающих виброактивность насоса и уменьшающих осевое хождение роторов двигателя при пусках, что снижает выход из строя подшипников; - использование щелевых уплотнений рабочих колес из износостойких незадираемых материалов и др. Таким образом, разработка прорывных и ресурсосберегающих технологий, создание и модернизация наиболее важных для системы нефтепроводного транспорта технологий и оборудования дадут возможность реализовать стратегию инновационного развития в нефтепроводной отрасли, повысить срок службы и ресурс магистральных насосов при их надежной, эффективной и ресурсосберегающей эксплуатации. 569 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.2. Конструктивная схема модернизированного магистрального насоса |