sbornik_FTT_2015_1__1

440

компрессором с газотурбинным приводом, оснащенный микропроцессорной системой автоматического управления.

Блок привода и компрессор агрегата размещены в укрытии с боковым выхлопом двигателя. Привод агрегата представляет собой газотурбинный двигатель ГТД-6,3 РМ.

Система маслоснабжения агрегата включает в себя две независимые системы: маслосистему двигателя и маслосистему компрессора. Основное оборудование обеих маслосистем расположено в укрытии агрегата. Система охлаждения масла - воздушная. Аппараты охлаждения масла обеих систем расположены рядом с укрытием. Также рядом с укрытием агрегата расположен блок электроснабжения и систем обеспечения. Над ним располагается блок вентиляции.

Турбокомпрессорный агрегат снабжен комплексным воздухоочистительным устройством, а его выхлопная система снабжена утилизационным теплообменником выхлопных газов.

После каждой секции компримирования производится охлаждение газа для обеспечения теплового режима работы ступеней компрессора и газопровода. Для охлаждения газа применены аппараты воздушного охлаждения горизонтального типа с автоматическим регулированием температуры. Регулирование температуры обеспечивается изменением скорости вращения вентиляторов при помощи частотных преобразователей. После компримирования газа и последующего его охлаждения на аппаратах воздушного охлаждения газ поступает в промежуточные и концевые сепараторы, где из охлажденного газа отделяется конденсат.

Для обеспечения топливопитания газотурбинного двигателя объектовым газом в составе каждой компрессорной станции предусмотрен блок подготовки топливного газа на основе компрессорного агрегата ТАКАТ 14,5-27 УХЛ1. В целях обеспечения пожарной безопасности на каждой компрессорной станции предусмотрено автоматическое газовое пожаротушение турбокомпрессорных агрегатов.

441

Базовой сборочной единицей турбокомпрессорного агрегата является агрегат компрессорный, который состоит из компрессора, установленного на раме и размещенных на ней трубопроводов системы смазки, системы уплотнений и системы слива конденсата. Компрессор представляет собой цилиндрический корпус с вертикальным разъемом, с масляными подшипниками и сухими газодинамическими уплотнениями. На агрегате реализована циркуляционная принудительная система смазки со свободным сливом масла в маслобак, который связан с агрегатом компрессорным питающим и сливным трубопроводами.

В настоящее время технологический комплекс успешно функционирует на Харьягинском месторождении с 2012 года.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Баткис Г.С. Разработка и внедрение "сухих" газодинамических уплот-

нений для центробежных компрессорных машин / Баткис Г.С., Хайсанов В.К., Новиков Е.А., Лившиц Н.М., Максимов В.А. // Вестник КГТУ. - 2010. - №10. - C.305-313.

УДК 622.276

СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ПОЛИМЕРНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ С КАНАЛОМ НЕРЖАВЕЮЩЕЙ СТАЛИ

А.В.Пензин, АНК «Башнефть, г. Уфа

При высоких давлениях (более 25 МПа) используется полимерный армированный трубопровод с внутренним каналом из нержавеющей стали, в которых используется неразъемная концевая арматура. Соединение включает: муфту, ниппель, переднее кольцо и заднее кольцо с коническими опорными поверхностями. Муфта содержит зону для обжатия, выполненную с внутренней цилиндрической или конической резьбовой или без резьбовой поверхностью. Неразъемная концевая арматура полимерного армированного трубопровода с внутренним стальным каналом дополнительно может включать стальное или полимерное уплотнительное кольцо, устанавливаемое на внутренний стальной канал между муфтой и торцом наружного и внутреннего полимерных слоев и армировки. Давление обжатия муфты, определяется:

442

р		=	k-P-D
1	вDнL J		n •/
где

DM- диаметр трубопровода внешний, м;

D - диаметртрубопровода внутренний, м;

P - избыточное рабочее давление в трубопроводе , Па; l - длина муфты, предназначенная для обжатия, м;

k - коэффициент запаса, учитывающий неравномерность распределения напряжений (1,015...1,040).

Ниппель, переднее кольцо и заднее кольцовыполнены с коническими опорными поверхностями. Конусы выполнены под разным углом. При вкручивании ниппеля за счет разной конусности переднее кольцо и заднее кольцо обжимают внутренний стальной канал, за счет чего производится герметизация.

УДК 622.691.4.052.012

РЕКУПЕРАЦИЯ ТЕПЛА С ГАЗОПЕРЕКАЧИВАЮЩЕГО АГРЕГАТА ПРИ МОДЕРНИЗАЦИИ ЮЖНО-СОЛЁНИНСКОЙ ДОЖИМНОЙ КОМПРЕССОРНОЙ СТАНЦИИ

Р.М. Сафин , Э.С. Бахтегареева УГНТУ, г. Уфа

Газовая промышленность - важнейшая составная часть топливноэнергетического комплекса России. С каждым годом в мире непрерывно растет интерес к природному газу, с одной стороны, как к эффективному и экологически чистому виду топлива, с другой - как к ценному химическому сырью. Уже в настоящее время доля потребления природного газа в стране составляет свыше 45 % и имеет устойчивую тенденцию к дальнейшему росту, особенно в условиях падения добычи нефти.

В связи с непрерывным ростом стоимости энергоресурсов в стране, увеличением себестоимости транспорта газа, невозобновляемостью его природных ресурсов, важнейшими направлениями работ в области трубопроводного транспорта газов следует считать разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат.

443

Стратегическая инициатива «Развитие энергосбережения» уточнена и представлена в виде «Развитие технологического энергосбережения». Это связано с тем, что главной проблемой в сфере повышения энергоэффективности экономии газа, на данный момент, является значительным нереализованным потенциалом организационного и технологического энергосбережения. Без реализации этого потенциала развитие экономики России будет ограничено энергетическими и экологическими факторами [1].

Решение этой важнейшей для отрасли задачи возможно за счет повышения эффективности эксплуатации газоперекачивающих агрегатов, что неразрывно связано с обеспечением необходимой энергосберегающей технологии транспорта газа, диагностированием установленного энергомеханического оборудования газоперекачивающего агрегата (ГПА), выбором оптимальных режимов его работы, дальнейшим ростом общей технической культуры эксплуатации газопроводных систем в целом.

На основании теоретических и практических расчётов было предложено сокращение расхода топливного газа на Южно-Солёнинской дожимной компрессорной станции (ДКС) регенерацией тепла отходящих дымовых газов из выхлопной шахты ГПА, и установки рекуператора - отвода выхода результатов продуктов сгорания ГПА на вход первой ступени осевого компрессора через воздухо-заборную камеру (ВЗК). Подача атмосферного воздуха, подогретого продуктами сгорания, дал относительный прирост коэффициента полезного действия (КПД) ГПА на 6%, что подняло производительность ГПА, а расход газа уменьшился на 11%. Расход газа на ГПА без регенерации равен 0,081 млн. м3/сут., а после установки регенератора, расход газа составил 0,072 млн. м3/сут.

Приведён обоснованный выбор рекуператораВПТ-3740 из различных моделей, путём расчётов и собственных характеристик.Приведен анализ экономической эффективности модернизации компрессорного цеха ДКС [2].

Показана эффективность модернизации, в результате которой сократилось потребление топливного газа для привода агрегата в движение, и при этом

445

Одним из перспективных научных методов, позволяющих эффективно описывать и решать проблемы планирования, является метод анализа иерархий. Данный метод положен в основу предлагаемой концепции поддержки принятия решений.

Предлагаемый подход позволяет учесть такие сложно формализуемые факторы, как опыт и интуицию экспертов, принимающих решения на различных этапах составления производственной программы. Принцип декомпозиции в методе анализа иерархий заключается в представлении проблемы в виде графов простых иерархий с корнем в вершине, символизирующей цель исследования, и множествами элементов на промежуточных уровнях, которые отражают критерии, факторы, события, влияющие на элементы последующих уровней. Нижний уровень обычно содержит перечень альтернатив. Метод позволяет формализовать процедуры количественной оценки приоритетов, используя как числовую информацию (статистические данные и пр.), так и систематизированные компаративные суждения экспертов, представленные в специальных шкалах.

Итеративный процесс декомпозиции и представления проблемы очередности вывода участков линейной части магистральных газопроводов состоит из нескольких уровней: верхний уровень графического представления иерархии отражает общую цель - снижение риска эксплуатации производственной системы за счет установки эффективной очередности вывода участков в ремонт. На втором уровне находятся факторы, уточняющие цель, и на нижнем уровне находятся участки, которые должны быть оценены по отношению к критериям второго уровня. Из множества всех возможных критериев ранжирования участков по очередности проведения ремонтных работ экспертами было предложено выделить: критерии функционального назначения - степени важности участка, критерии технического состояния участка, критерии условий эксплуатации, критерии последствий возникновения аварии.

446

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Короленок А.М., Колотилов Ю.В., Курганова И.Н. Анализ результатов

ранжирования участков магистральных газопроводов для производства ремонтных работ. - Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011, № 4 (265), с.139-146.

2.Арбузов Ю.А., Химич В.Н., Колотилов Ю.В., Лим В.Г. Информационноаналитическая система мониторинга остаточного ресурса линейной части магистрального газопровода. - Патент на полезную модель RUS 115527 22.11.2011.

3.Беляев А.Ю., Колотилов Ю.В., Атнабаев Д.З. Строительно-монтажные работы при сооружении и реконструкции промышленных объектов. - М.: Стройиздат, 2006. - 372 с.

УДК 622.692.4.004.53

ВНЕДРЕНИЕ В ПРАКТИКУ НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА МЕТОДА ОБСЛУЖИВАНИЯ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ СОСТОЯНИЮ

М.М. Тамеш, В.А. Бикинеев УГНТУ, г. Уфа

Определение оптимального срока службы до списания оборудования и своевременная его замена являются важным средством повышения технического уровня и снижения трудоемкости обслуживания магистральных нефтепроводов.

Недостаточная эффективность эксплуатации оборудования НПС являются предпосылками дальнейшего совершенства технологии технического обслуживания и ремонта, выбора рациональных режимов работы оборудования.

Выбор первоочередных направлений работ должен базироваться на объективной и достоверной оценки показателей надежности оборудования НПС. Показатели надежности работы оборудования НПС, в первую очередь основных и подпорных насосных агрегатов, имеют большой разброс вследствие неидентичного подхода к сбору статистической информации по отказам и ее обработки, различия в загрузках нефтепроводов и частоты смены технологических режимов перекачки, отличия в номенклатуре применяемого оборудования и сроках его службы в конкретных предприятиях. Поэтому межре-

447

монтный ресурс оборудования колеблется в значительном диапазоне. Так, для насосов он составляет 4000-8000 ч.

Одним из радикальных путей повышения надежности и эффективности использования узлов и деталей оборудования на перспективу, является разработка и внедрение в практику эксплуатации нефтепроводного транспорта метода обслуживания оборудования по техническому состоянию.

Сущность метода заключается в проведении непрерывного или периодического контроля и измерения параметров, определяющих техническое состояние деталей, для обеспечения заданного уровня их надежности при эксплуатации и более полного использования индивидуальных ресурсов. При этом элемент подвергается замене только тогда, когда значение прогнозируемого параметра данного элемента (агрегата) приблизилось к предельному уровню. В остальных случаях эксплуатация продолжается до очередной проверки его состояния. При этом значительно сокращаются трудозатраты на обслуживание, сокращается расход дорогостоящих узлов и деталей. Принципиальная возможность и внедрение метода замены по техническому состоянию обеспечивает увеличение средней наработки деталей и узлов между заменами в 1 , 5 . 2 раза, сокращение удельных приведенных затрат на ТОР и восстановление работоспособности в 1,5 раза.

Эта стратегия ремонта наиболее целесообразна для магистральных и подпорных насосных агрегатов, на долю которых приходится 90-96 % всей потребляемой электроэнергии НПС, и отказы которых могут привести к серьезным последствиям. При реализации этой стратегии ТОР периодически проводят проверку состояния насосного агрегата, по результатам которой оценивают его состояние в момент контроля и прогнозируют его к моменту последующего контроля. На основании анализа текущих прогнозных параметров состояния насосного агрегата в сопоставлении с предельно допустимыми определяют потребность в ремонте его на межпроверочном интервале времени. В этом случае проводят ремонт агрегата по потребности, характеризующейся тем, что срок его заранее не регламентируется, а определяется остаточным ресурсом. Объем

448

ремонта определяют потребностью в замене узлов и деталей, обусловивших предотказное состояние оборудования.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С, Акбердин А.М.Эксплуатация оборудо-

вания нефтеперекачивающих станций. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. - 475 с: ил.

2. Кагарманов М.А., Акбердин А.М., Исхаков Р.Г. Организация технического обслуживания и ремонта оборудования насосных станций. - Экспрессинформация. Сер. Транспорт и хранение нефти. 1991, вып.1 С.16-18.

УДК 622.276(533/534).

РАЗВИТИЕ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ В ЙЕМЕНЕ

М.М. Тамеш , В.А. Бикинеев УГНТУ, г. Уфа

Йеменская Республика - государство на юго-западе Аравийского п-ова. В конце 1980-х годов здесь началась добыча нефти и газа, что привело к заметному улучшению экономических показателей и повышению уровня жизни населения. В 1981 американская нефтяная корпорация «Хант ойл компани» получила концессию на разработку месторождений нефти, которая началась в 1984 в бассейне Мариб-эль-Джауф, на юго-востоке страны. В 1986 в Марибе был построен нефтеперерабатывающий завод, а в 1987 440-километровый нефтепровод до побережья Красного моря. В 1987 было объявлено об открытии коммерческих месторождений нефти в районе Шабва. В 1991 советское объединение «Техноэкспорт» построило 190-километровый нефтепровод до города БирАли на побережье Аденского залива. На начало 1997 запасы нефти в стране составляли примерно 535 млн. т. В 1996 добыча нефти в среднем составляла в среднем 50 тыс. т в сутки. В настоящее время в стране ведётся строительство крупнейшего нефтепровода «Мариб-АльСалиф» [1].

Строительство нефтепровода «Мариб-АльСалиф» ведётся с учетом мировых стандартов, с внедрением новейших технологий, таких как автоматизации сбора и управления технологическим процессом SCADA, волоконно-

449

оптической линии связи передачи информации ВОЛС, системы аварийного управления ESD, системы энерго-, тепло- и водоснабжения, нефтегазового оборудования и материалов (трубопроводной и запорной арматуры, термоусадочных манжет и пр.). При строительстве предполагаются к применению последние достижения в области укладки трубопровода, сварочных работ, пересечения водных и прочих инженерных преград. Строительство предусматривает использование системы контроля качества IS0-9000 на всех этапах строительства, включая контроль качества поставляемых материалов и оборудования на заводах-изготовителях до его приемки на месте установки и монтажа. С запасами газа в 478 млрд. куб. м Йемен обладает значительным потенциалом как производитель и экспортер природного газа.

Основные газовые резервы Йемена сосредоточены на месторождениях

Мариб-Джаф, которыми управляет компания YEPC ( Yemen	Exploration	and
Production Company ).
Вначале 1996 года TotalFinaElf и Yemen General Gas	Corporation	осно-

валиЙеменскуюКомпанию по производству сжиженного природного газа (СПГ) (Yemen LNG) для руководства проектом по производству СПГ стоимостью 5 млрд. долларов США [2].

В настоящее время в Йемене не ведется добыча природного газа, а попутный нефтяной газ, добываемый компанией Хант Ойл, вводится обратно в пласт.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1.Йемен и великие государства. Сборник статей. Сана. 2003. С. 132(на арабском языке).

2. Rest in world: [RESTINWORLD.RU]. 2004—2014. URL:http://restinworld. ru/stories/yemen/4631/1.html. (18.10.2014)